Михайлов В.А., Курило М.В. та ін. Горючі корисні копалини України

Подождите немного. Документ загружается.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

175

По покрівлі ПГ В-22 структура є куполоподібною криптодіапіровою

складкою з крутим південним крилом (кут падіння пластів сягає 25–

30°). Підняття порушене радіальними скидами амплітудою від 25 до

250 м. По нижній частині верхньовізейських відкладів розміри структури

становлять 6,0×5,0 км, амплітуда – 450 м. Поклади нафти виявлені в

ПГ М-1, М-2а (з газовою шапкою), М-26 московського ярусу та газокон-

денсату – С-4-5 серпуховського і В-14, В-16, В-22 візейського ярусів.

Вони пластові склепінні тектонічно екрановані, деякі літологічно обме-

жені. Поверх нафтогазоносності родовища становить понад 2400 м. Ко-

лектори складені пісковиками з ефективною потужністю від 2,8 до

52 м, пористістю до 15–20 % і проникністю до 0,5 мкм

. Максимальні

значення потенційного вмісту стабільного конденсату встановлені для

горизонту В-22 і становлять 1269,8·10

-3

кг/м

. Початкові розвідані

запаси наближаються до 10 млрд м

вільного газу, 3,4 млн т конден-

сату та 2,7 млн т нафти. За цими показниками родовище належить

до середніх. Дослідно-промислова розробка розпочата в 1984 р. видо-

бутком нафти з покладу горизонту М-2. Пізніше введені в розробку

нафтові поклади горизонту М-1 та газовий – горизонту В-22. Режим

розробки нафтових покладів – розчиненого газу і газової шапки, газо-

конденсатних – газовий.

Чутівське газоконденсатне родовище розташоване в Чутівсь-

кому районі Полтавської області на відстані 35 км від м. Полтава, в

центральній частині приосьової зони ДДЗ в межах Чутівсько-

Розпашнівського структурного валу, належить до Машівсько-

Шебелинського газоносного району.

Гравіметричною зйомкою 1950 р. встановлено мінімум сили тяжін-

ня, зумовлений Чутівським соляним штоком. Пізніше дослідженнями

МВХ і МСГТ по сейсмічному горизонту ІVг виявлено структуру по пе-

рмі та верхньому карбону. Перший незначний приплив газу отримано

при випробуванні свердловини № 5 у 1975 р. з пермських відкладів

(ПГ А-6-8, інт. 3535–3563 м). Промислова газоносність пермі та серед-

нього карбону встановлена в 1976 р. свердловиною № 6, при випробу-

ванні якої отримано дебіти газу 90 тис. м

/добу через штуцер діаметром

8 мм (ПГ Б-10-12, інт. 3228–3322 м) та 140 тис. м

/добу через штуцер

діаметром 10 мм (ПГ А-5, інт. 2994–3110 м).

Пробуреними свердловинами розкрито розріз карбонатно-теригенних

відкладів від четвертинних до середньокам’яновугільних, а також солі

пермського і девонського віку.

У результаті проведених робіт відкриті поклади газу в слов’янській

(ПГ А-2), микитівській (А-5) та картамиській (А-6-8) світах пермі та

башкирському (Б-10-12) ярусі середнього карбону (див. рис. 1.15). Ос-

новними є поклади ПГ А-5 і Б-10-12, розташовані в приштоковій зоні.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

176

Бурінням свердловин № 38 і 40 встановлено, що це не єдиний масивно-

пластовий поклад, як передбачалося раніше, а окремі: газонасичений

ПГ А-5 – у свердловинах № 6 і 38, водоносний – в свердловині 40, газо-

носний ПГ Б-10-12 – в усіх перелічених свердловинах. Поклади ПГ А-2

і А-6-8 пластові тектонічно екрановані літологічно обмежені, а А-5 і Б-

10–12 – масивно-пластові тектонічно екрановані. Висота поверху газо-

носності приблизно 750 м. Колектори представлені пісковиками з сере-

днім значенням пористості 15–17 %.

Початкові розвідані запаси становили 10,1 млрд м

газу, 3,4 тис. т

конденсату та 2,7 млн т нафти. За величиною запасів вуглеводнів ро-

довище належить до середніх. Складний рельєф земної поверхні та

населені пункти значно ускладнюють вибір місць для розташування

свердловин, тому поклади родовища залишаються недорозвіданими.

Шебелинське газоконденсатне родовище розташоване в Балак-

лійському районі Харківської області на відстані 5 км від м. Балаклія,

в приосьовій зоні східної частини ДДЗ, на межі з північною прибортовою

зоною в Машівсько-Шебелинському газоносному районі. За величи-

ною запасів вуглеводнів це найбільше родовище з виявлених в ДДЗ за

весь час її вивчення.

Шебелинське підняття виявлене в 1947 р. при проведенні геологічної

зйомки. В 1948–1949 рр. воно детально вивчалося структурно-пошуковим

бурінням у відкладах мезозою. В 1949 р. на площі починається пошукове

буріння. В 1950 р. свердловиною № 1 (інт. 1463–1484 м) виявлена проми-

слова газоносність пермі. Пошуки і розвідка газових покладів проводи-

лися з 1949 до 1956 р. За цей час пробурені 37 пошукових та розвідува-

льних і три експлуатаційні свердловини, якими розкрито розріз порід від

четвертинних до кам’яновугільних. У результаті виконаних робіт доведена

промислова газоносність відкладів микитівської, картамиської і араука-

ритової світ.

Структура є асиметричною брахіантикліналлю північно-західного

простягання. Її південно-західне крило круте (38°), північно-східне пологе

(15°). Розміри по покрівлі картамиської світи в контурі газоносності 29,0 ×

10,5 км, амплітуда понад 1000 м. Підняття ускладнене скидовими пору-

шеннями (рис. 2.21).

На родовищі вперше в ДДНГО був виявлений унікальний масивно-

пластовий склепінний поклад висотою 1180 м. Його складають ПГ А-5

(микитівська світа) і А-6 – А-8 (картамиська) пермі та Г-5 – Г-13 (арау-

каритова) верхнього карбону. За розмірами, запасами і геологічною будо-

вою це одне з унікальних родовищ у світі. Його відкриття (разом з

Радченківським ГН родовищем) започаткувало для регіону нову епоху

пошукових робіт, в результаті яких було відкрито перспективну тери-

торію від кордону з Білоруссю до Ростовської області Росії.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

177

Q+N+P

Рис. 2.21. Шебелинське газоконденсатне родовище, геологічний розріз

[1]

У промислову розробку родовище введене в 1956 р. Поклад був

розділений на три експлуатаційні об'єкти (зверху): в микитівській, ка-

ртамиській і араукаритовій світах. Початкові дебіти свердловин

становили 500–536 тис. м

/добу. Буріння експлуатаційних свердло-

вин продовжувалося до 1979 р., що забезпечувало порівняно високі

темпи розробки родовища і високу поточну газовіддачу пластів. Всьо-

го пробурені понад 600 свердловин.

Експлуатаційний фонд налічує більше 500 свердловин. Сумарний

видобуток газу досяг 569,8 млрд м

, чи 88,0 % підрахованих (650

млрд м

) запасів. Сумарний видобуток конденсату порівняно низький

(1555 тис. т), що пояснюється великими втратами на перших стадіях

розробки. Пластовий тиск за період вилучення газу зменшився від

24,2 до 3,5 МПа. У складі природних газів переважає метан – близько

94 %. Вміст етану 3,8–4,5 %, пропану 0,8–0,9 %, бутану до 1 %. У не-

значній кількості присутні вуглекислий газ, азот і гелій.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

178

Історію розробки родовища можна розділити на три основних пе-

ріоди: 1) 1956–1967 рр. – період інтенсивного розбурювання площі

експлуатаційними свердловинами (30–35 свердловин на рік) і зроста-

ючого видобутку газу; 2) 1968–1971 рр. – нарощування експлуатацій-

ного фонду свердловин і постійний видобуток газу на рівні 20,8–33,2

млрд м

/рік; 3) з 1971 р. – зниження видобутку газу.

Експлуатаційні свердловини родовища характеризуються високою

продуктивністю. Багато з них дали до 5–6 млрд м

газу, а в середньо-

му по родовищу на 1 свердловину припадає близько 930 млн м

. Їх

висока продуктивність зумовлена розкриттям великих інтервалів

продуктивних пластів і високими депресіями. Характерною особливі-

стю розробки родовища є також збільшення з часом відбору газу на

одиницю зниження пластового тиску. Якщо в початковий період

(1956–1971 рр.) відбір газу на 1 МПа зниження тиску становив у се-

редньому 22,6 млрд м

, то в 1972–1988 рр. він збільшився до 35,9

млрд м

, а на останньому етапі досяг 158,4 млрд м

. Така закономір-

ність пояснюється в основному поступовим збільшенням дренованих

запасів газу (величина яких перевищує 700 млрд м

та є значно біль-

шою, ніж початкові розвідані запаси) за рахунок залучення до екс-

плуатації пластів з низькими ємкісно-фільтраційними властивостями

після зниження тиску в єдиному масивно-пластовому резервуарі. Гео-

логічні умови родовища, низький темп просування пластових вод у

поклад в процесі його розробки (обводненість менше 0,5 % газонаси-

чених пор) сприяли досягненню високої кінцевої газовіддачі пластів,

величина якої оцінюється не нижче 95 %.

ПРИЧОРНОМОРСЬКО-КРИМСЬКА

НАФТОГАЗОНОСНА ПРОВІНЦІЯ

Причорноморсько-Кримська нафтогазоносна провінція охоплює

Північне Причорномор’є та Приазов’є, Кримський півострів, північно-

західний та прикерченський шельф Чорного та Азовське море. Її пло-

ща 290 тис. км

(у тому числі понад 100 тис. км

акваторій).

Природні вуглеводні були відомі на півдні України ще у IV ст. до

нашої ери, за часів Боспорського царства: амфори з нафтою знайде-

но у могильниках на Керченському півострові. У другій половині

ХІХ ст. Тут було створено невеликі нафтопромисли, де у 20–40-х рр.

ХХ ст. почалися роботи по оцінці нафтогазоносності з

вивченням

стратиграфії, тектоніки, застосуванням геофізичних досліджень.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

179

Інтенсивний розвиток пошуково-розвідувальних робіт в Криму і

Присивашші розпочався у другій половині ХХ ст. У 1960 р. в північ-

ній частині Криму було відкрито перше газове родовище (Оленівське),

у 1961 р. – Октябрське нафтове, пізніше (1960–1970 рр.) – низку ро-

довищ газу у палеоценових відкладах (Задорненське, Глібівське, Кар-

лавське), в породах майкопської серії (Джанкойське), газоконденсатне

Західно-Октябрське родовище (нижня крейда), нафтове Серебрянське

(верхня крейда), доведено регіональну нафтогазоносність нижньо-

верхньокрейдових, палеоценових і майкопських відкладів.

У 70-х рр. розпочалися інтенсивні пошуково-розвідувальні роботи на

шельфі Чорного і Азовського морів, і в 1975 р. на піднятті Голіцина (пі-

внічно-західна частина Чорного моря) отримано перший фонтан газу, а

1976 р. одержано приплив газу із свердловини Північнокерченська-1

в Азовському морі. Зараз в провінції відомо 43 родовища вуглеводнів

(14 – на акваторії Чорного та Азовського морів) із загальними видобув-

ними запасами понад 53 млрд м

, розробляється шість – одне нафтове і

п’ять газових (табл. 2.7). Фонд діючих експлуатаційних свердловин на-

лічує 70, у тому числі 15 нафтових і 55 газових.

Таблиця 2.7

Розподіл запасів і видобуток газу в акваторії Чорного

та Азовського морів (млрд м

)

Поточні ресурси (кат. С

+Д

) 1817

Попередньо-розвідані запаси (кат. С

) 44,3

Поточні розвідані (видобувні) запаси 53,2

Видобуток з початку розробки 17,5

Видобуток у 2004 р. 1,1

Геологічна будова

Причорноморсько-Кримська провінція характеризується досить

складною геологічною будовою, тривалою історією розвитку і включає

чотири основних структурних елементів: Східноєвропейську платфо-

рму (СЄП); Скіфську плиту; складчасту споруду Гірського Криму (ро-

довищ нафти і газу не містить, тому будова її не розглядається); Чор-

номорську глибоководну западину (рис. 2.22).

Південна окраїна Східноєвропейської платформи займає північну

частину Причорноморсько-Кримської провінції, моноклінально зану-

рюється на південь від 2–3 до 6–8 км у центральній частині Каркініт-

ського прогину. Враховуючи будову поверхні кристалічного фундаме-

нту та розрізи осадового чохла, виділяють два райони: західний (Мол-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

180

давська монокліналь) і східний (Причорноморська монокліналь), ме-

жею між якими є Одеський глибинний розлом. Молдавська моноклі-

наль на відміну від Причорноморської по поверхні фундаменту більше

занурена; в осадовому чохлі тут фіксуються кембрійські, силурійські,

юрські і молодші утворення. В Причорноморській монокліналі фунда-

мент перекритий кайнозойськими відкладами, що свідчить про відсу-

тність осадконагромадження

впродовж рифею-палеозою.

Рис. 2.22. Тектонічна схема Причорноморсько-Кримської

нафтогазоносної провінції

1 – Східноєвропейська платформа; 2–3 – складчасті споруди: Добруджа (2),

Гірський Крим (3); 4 – основні тектонічні шви; 5 – субмеридіональні глибинні

розломи (А – Фрунзенсько-Арцизький, Б – Одеський, В – Корсацько-

Феодосійський, Г – Оріхово-Павлоградсько-Новоцарицинський, Д – Криво-

різько-Євпаторійський, Е – Білозерський); 6 – насуви; 7–9 – родовища наф-

тові(7), газові (8), виходи природного газу з дна моря (9); 10–11 – межі

струк-

тур: прогинів (10), піднять (11)

Тектонічні структури: І – Переддобрудзький прогин, II – Каркінітсько-

Північнокримський прогин, ІІІ – Північноазовський прогин, IV – Кілійсько-

Зміїне підняття, V – Чорноморське підняття, VI – Каламітське підняття, VII –

Новоселівське підняття, VIIІ – Альмінська западина, IX – Сімферопольське

підняття, X – Азовський вал, XI – Південноазовський виступ, XII – Індольсь-

кий прогин, XIII – Керченсько-Таманський міжпериклінальний прогин;

Родовища: 1 – Саратське, 2 – Голіцинське, 3 – Задорненське, 4 – Джпнкой-

ське, 5 – Стрілкове, 6 – Морське, 7 – Північнокерченське, 8 – Октябрське

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

181

Скіфська плита з байкальським фундаментом облямовує з півдня

СЄП, обмежена на півдні значним субширотним порушенням, що

відділяє Рівнинний Крим від Гірського, на заході – субмеридіональним

Одеським розломом; на схід плита простягається до Північного Кас-

пію. На південь від Причорноморської та Молдавської монокліналей

фіксується глибока депресія субширотного простягання, приурочена

до складно побудованої зони

зчленування СЄП і Скіфської плити. Ця

протяжна структура складається з декількох прогинів грабеноподібної

форми, роз’єднаних субмеридіональними розломами і поперечними

перемичками. Прогини виповнені потужною товщею (до 8 тис. м )

платформних відкладів різних стратиграфічних діапазонів, переваж-

но мезокайнозойських, місцями і більш давніх товщ [14].

Мезокайнозойська Чорноморська глибоководна западина є великою

депресійною структурою, північна

частина якої знаходиться в межах

економічної зони України. Вона відокремлює складчасті споруди Бал-

канського півострова і Понтійського узбережжя від Гірського Криму

та Кавказу. Довжина западини становить понад 1100 км, ширина –

від 150 до 300 км. Серед основних структурних елементів западини

виділяють: вал Андрусова, який розділяє басейн на Західно-

Чорноморську та Східно-Чорноморську улоговини; низку

великих

структур, зокрема вал Шатського, підняття Архангельського, прогини

Сорокіна, Туапсинський, Гудаутський, Синопський та інші. Потуж-

ність кайнозойських відкладів, які заповнюють великі депресії Чор-

номорської западини, становить 10–11 тис. м (Східно-Чорноморська

улоговина) та 13–14 тис. м (Західно-Чорноморська улоговина) [22].

До основних тектонічних споруд зони сполучення СЄП і западини

Чорного моря є: Переддобрудзький,

Каркінітсько-Північнокримський

та Північноазовський прогини; Кілійсько-Зміїне і Чорноморське під-

няття; Центрально-Кримське мегапідняття (Каламітське, Новоселівсь-

ке і Сімферопольське підняття); Індольський прогин.

Переддобрудзький прогин заповнений вендськими, палеозойськи-

ми і тріасовими відкладами, на яких з розмивом залягають породи

юри і крейди. За даними сейсморозвідки, поверхня докембрійського

фундаменту у найбільш зануреній частині прогину

залягає на глибині

7 тис. м. В осадовому чохлі встановлено лінійно витягнуті зони, утво-

рені ланцюжками невеликих локальних позитивних структур північ-

но-західного простягання. Аналогічне орієнтування, яке збігається та-

кож з простяганням складчастої споруди Добруджі, має накладена на

Переддобрудзький прогин Молдавська западина юрського віку.

Каркінітсько-Північнокримський прогин охоплює значну частину

північно

-західного шельфу Чорного моря, Присивашшя і північні ра-

йони Рівнинного Криму. Поверхня фундаменту залягає на глибинах

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

182

8–11 тис. м (Михайлівська улоговина, найбільш занурена частина

прогину, на захід від Тарханкутського півострова), а потужність оса-

дового чохла сягає 9 тис. м. Цей прогин – накладена структура з аси-

метричною будовою: південний борт, ускладнений серією субширот-

них порушень, вужчий і майже втричі крутіший від північного. Про-

гин виповнений тріас-юрськими, нижньо-, верхньокрейдовими

і па-

леоген-неогеновими товщами.

Північноазовський прогин є східним продовженням Каркінітсько-

Північнокримського, відокремлений від нього перемичкою в районі

коси Бірючий Острів. Ця структура є неглибокою асиметричною де-

пресією завширшки 20–30 км, що розміщена лише на дорифейській

кристалічній основі і заповнена породами середньої юри, крейди і па-

леогену. З півдня прогин обмежений так

званим Головним Азовським

порушенням амплітудою до 1000 м, в якому північне крило на 300–

400 м опущене відносно південного. Осьова зона Північноазовського

прогину зміщена до південного борту, найбільша глибина залягання

фундаменту – 2000 м.

На південь від системи причорноморських прогинів фіксується зо-

на виступів складчастої основи рифейського та палеозойського віку,

які чітко виражені в структурі

осадового чохла. Це Кілійсько-Зміїне

підняття, яке охоплює територію дельти Дунаю і прилеглу частину ак-

ваторії Чорного моря з островом Зміїний. На схід структура просте-

жується до Одеського глибинного розлому, поступово занурюючись

назустріч західному флангу Чорноморського підняття, яке являє со-

бою велику структуру субширотного простягання, що розташована в

зоні переходу

від шельфу до континентального схилу. Розміри піднят-

тя по ізогіпсі 2250 м – 80 х 30 км. Далі на схід у зоні виступів фунда-

менту фіксуються позитивні структури, які об’єднуються в Централь-

но-Кримське мегапідняття: Каламітське, Новоселівське, Сімферополь-

ське підняття.

Каламітське підняття поступово занурюється від Криму на захід, де

межує з Чорноморським підняттям; на

сході структура відокремлена

від Новоселівського підняття крутим порушенням північно-західного

простягання і приуроченими до нього вузькими синклінальними про-

гинами. Новоселівське підняття розміщене в Центральному Криму і

відокремлено з півдня вузьким субширотним грабеном від Сімферо-

польського підняття і Альмінської западини, яка складається з крей-

дових і палеоген-неогенових відкладів (до 2000 м).

Центрально-Кримське мегапідняття відокремлене на сході неглибо-

кою сідловиною від Азовського валу, який займає всю центральну ча-

стину Азовського моря, а його південний борт переходить у Південно-

Азовський виступ – нахилену на південь монокліналь шириною від

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

183

18–20 до 40–45 км з інтенсивним зануренням поверхні фундаменту і

осадового чохла в південному напрямі.

На півдні відносно слабо занурений Південно-Азовський виступ

межує з глибоко зануреним Індольським прогином (західним продов-

женням Індоло-Кубанського прогину), який займає південну частину

Азовського моря від Темрюцької затоки на сході до південної частини

Арабатської стрілки на

заході. За даними глибинного сейсмічного зо-

ндування, ширина найбільш зануреної частини прогину становить

приблизно 65–70 км, максимальна потужність осадової товщі – 15

тис. м, причому близько 5 тис. м припадає на відклади майкопської

серії. В центральній частині Індольського прогину виявлені кілька не-

великих поодиноких піднять: Північноказантипське, Керченське.

Слід зазначити також, що серед тектонічних структур регіону

важ-

ливу роль відіграють розломи, які утворюють субмеридіональну і суб-

широтну системи. Розломи першого типу складають групу давніх до-

рифейських диз’юнктивних дислокацій. Вони спрямовані майже пер-

пендикулярно до загального простягання складчастості. Найважливі-

шими серед них є Одеський, Фрунзенсько-Арцизський, Білозерський.

Групу молодих диз’юнктивних порушень складають субширотні роз-

ломи,

які розділяють блоки земної кори з різною геологічною історією і

режимом тектонічних рухів. Це шовні структури, що є границями ве-

ликих тектонічних елементів регіону, таких як Східноєвропейська

платформа, Скіфська плита, складчасті споруди Криму.

Відповідно до найбільших структурно-тектонічних елементів регіо-

ну, у межах Причорноморсько-Кримської провінції виділені нафтога-

зоносні області: Переддобрудзька

, Північночорноморсько-Кримська,

Азовська, Індольська та Чорноморська перспективна.

Причорноморсьо-Кримська нафтогазоносна провінція складена

утвореннями раннього і пізнього докембрію, палеозою, мезозою і кай-

нозою (рис. 2.23, 2.24).

Ранній докембрій представлений магматичними та метаморфіч-

ними комплексами архею і палеопротерозою, які складають фунда-

мент південної окраїни СЄП. Це мігматити, гнейси, гранодіорити,

кристалічні сланці. Породи залягають

на значних глибинах і перекри-

ті товщею мезозой-кайнозойських (Північне Причорномор’я, При-

азов’я) і палеозой-кайнозойських (Західне Причорномор’я) відкладів.

Пізній докембрій чи неопротерозой – найдавніші утвореннями

осадового чохла, які незгідно перекривають породи кристалічного

фундаменту і виділені у складі вендської системи Західного Причор-

номор’я. Представлені теригенною товщею аргілітів,

алевролітів, дріб-

нозернистих пісковиків загальною потужністю до 1500 м.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

184

Палеозой складає геосинклінальний фундамент Рівнинного Криму,

а у Західному Причорномор’ї входять до складу осадового чохла.

Кембрій представлений балтійською серією (нижній кембрій) і

трапляються лише на обмеженій ділянці молдавської частини Захід-

ного Причорномор’я. Літологічно це різнозернисті пісковики, алевро-

літи, аргіліти, гравеліти потужністю до 300 м.