Глубинное строение и перспективы нефтегазоносности северной прибортовой зоны Днепровско-Донецкой впадины

ДнепроЕско-Донецкая впадина /ДПВ/ является крупной и достаточно изученной нефтегазоносной областью европейской части страны. В ней добывается более Э0% нефти и газа на Украине. В месте с тем детально разведаны здесь лишь верхние этажи осадочного чехла, и перспективы открытия новых промышленных скоплений утле-водородов /УВ/ связываются с глубокозалегаюцими отложениями палеозоя, отличающимися исключительно сложным геологическим строением.

В таких условиях рентабельность поисков и разведки углеводородных скоплений, как известно, во многом обеспечивается степенью изученности недр, познания закономерностей пространственного размещения этих полезных ископаемых. В этой связи и с целью разработки мероприятий, направленных на повышение эффективности поисково-разведочных работ на больших глубинах, важное значение очевидно приобретает проведение детальных исследований не на отдельных локальных площадях, а в пределах крупных районов. В соответствии с отмеченным проводилось детальное изучение геологического строения и нефтегазоносноети глубоких горизонтов в северной прибортовой зоне ДДВ, на участке площадью более р

2000 км, ограниченном реками Остром и Хоролом /рис.1/. Район, Еыбранный нами как полигон, примечателен, прежде всего, своей высокой перспективностью и наличием целого ряда месторождений, залежи нефти и газа которых приурочены к малоамплитудным поднятиям, погребенным на глубины 4000 и более метров, повышенным содержанием пентанов и вышекипящих УВ в продукции скважин и, наконец, высокой степенью изученности глубоких горизонтов.

В задачу исследований входило:

I. Выяснение влияния тектонического, литологического и гид.

— о 1 о рогеологического факторов на распределение промышленных скоплений УВ в нижнекаменноугольном комплексе осадков.

2. Совершенствование методов изучения сложных по характеру углеводородонасыщения глубокозалегающих залежей.

3. Оценка перспектив нефтегазоносноети и обоснование рекомендаций по дальнейшему направлению геологоразведочных работ в данном районе.

При решении поставленных вопросов использованы фактические данные разведочной геофизики и бурения, полученные производственными объединениями «Укргеофизика», «Черниговнефтегазогеология», «Полгаванефтегазгеология», «Укрнефть», фондовые материалы Укр-НИГРИ, УкрНИИГаза, а также ряд положений региональной тектоники, структурной и нефтепромысловой геологии, гидрогеологии, физики нефтяного пласта и неотектоники.

В результате выполненных исследований на базе современных, теоретически обоснованных представлений о тектонической зональности под углом к региональному простиранию разработана новая модель строения нижнекаменноугольного структурного этажа. Это в комплексе с гидродинамическими, геохимическими и другими критериями послужило основой для оценки перспектив промышленной нефтегазоносное ти исследуемого района. Выполненные исследования позволили обосновать новые направления поисково-разведочных работ, связанные с поисками и разведкой погребенных малоамплитудных поднятий, и тем самым расширить перспективы нефтегазоносно-сти отложений нижнего карбона. Кроме того, результаты исследований служат основанием для выбора рациональной системы разработки ряда нефтяных и газоконденсатных месторождений ДПВ.

Основные результаты исследований и положений работы докладывались на НТС НГДУ «Черниговнефтегаз», заседаниях Ученого Совета Укргипрониинефть, на научно-технических совещаниях Миннефтепрока и МИНХ и Ш /г.Ивано-Франковск, 1979 г./ и объединения «Укрнефть» /г.Ивано-Франковск, 1980 г./, на Ж юбилейной научно-технической конференции УкрНИГРИ /г.Чернигов, 1982 г./. Результаты изучения нижнекаменноугольного продуктивного комплекса осадков изложены в фондовых работах института Укргипрониинефть за 1973—1984 г. г.

В процессе разработок, выполненных при непосредственном участии автора, были открыты Бугреватовское и Козиевсков месторождения, заметно ускорена доразведка Талалавеского, Скороходов-ского, МатлахоЕСкого, Артюховского, Анастасьевского и других месторождений. Результаты выполненных исследований использованы при составлении проектов и технологических схем разработки девяти месторождений нефти и газа, а также ТЭО развития Роменско-го нефтегазопромыслового района до 1990 г. Принят к внедрению рекомендованный автором способ исследования глубокозалегающих нефтегазоконденсатных залежей по результатам поинтервального опробования.

В работе подведены итоги исследований, выполненных автором в Государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности /Укргипрониинефть/ за последние II лет.

Автор приносит искреннюю благодарность научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук И. М. Михайлову, заведующему лабораторией разработки направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ на Украине и в Белоруссии, кандидату геолого-минералогических наук ШахноЕСкому И.М., а также коллегам по работе и сотрудникам ИГ и РГИ, «Укрнефть», «Черниговнефте-газгеология» и «Полтаванвфтегазгеология» за оказанное содействие при выполнении данной работы.

I. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ ДНЕПРОВСКО-Ж)НЕНКОЙ ВПАДИНЫ.

Днепровско-Донецкая впадина расположена в южной части Русской платформы и является одним из звеньев крупного Сарматско-Туранского линеамента, протягиващегося прерывисто от отрогов Гиссарского хребта на юго-востоке до Подлясско-Бреетекого прогиба на северо-западе /Р.Е.Айзберг, Р. Г. Гарецкий, A.M.Синичка, 1971/. Продолжением впадины к юго-востоку является складчатое сооружение Донецкого бассейна, а в северо-западном направленииПринятокий прогиб. Вместе они образуют довольно узкий /60−120 км/ Доно-Днепровский палеозойский прогиб, вытянутый на расстояние более 600 км между Украинским щитом и Воронежской антеклизой.

На природу и механизм формирования ДИВ нет единой точки зрения. Одни исследователи /В.А.Магницкий, 1948; В. В. Белоусов, 1962; Н. С. Шатский, 1964; В.Г.Бондарчук- 1956, 1961; С. И. Субботин, 1968; Н. Ф. Балуховский, 1975/ в формировании структур типа ДДВ отдают предпочтение вертикальным движениям /прогибанию/ земной коры вследствие процессов гравитационной дифференциации вещества мантии Земли и нисходящих движений сиалических масс, другие /М.В.Муратов, М. Ф. Микунов, Е. С. Чернова, 1962; А. А. Богданов, В. Е. Хаин, 1964; В. К. Гавриш, 1969, 1974/ - растяжению консолидированной оболочки Земли. Материалы ГСЗ, свидетельствующие об утонении гранитной и базальтовой оболочек под впадиной, больше подтверждают концепцию образования ДДВ в результате растяжения земной коры.

С генетической точки зрения ДДВ относится к авлакогенам /Н.С.Шатский, 1964; М. В. Чирвинская, 1967, 1972; В. М. Завьялов, 1973; В. А. Разницын, 1976/, субгеосинклиналям /В.Г.Бондарчук, 1959; А. Я. Радзивилл и др., 1979/, грабенам /И.А.Балабушввич,.

1949/, рифтогенам /В.К.Гавриш, 1969, 1974/, рифтам /В.К.Гавриш, 1978, 198IР.Е.Айзберг и др., 197IВ.Б.Соллогуб, М.В.Чирвин-ская, А. В. Чекунов, 1975/ или палеорифтам /Л.П.Алексеева, А.А.Би-лык и др., 1979/. Такое обилие в терминологии обусловлено очевидно как исключительной сложностью строения впадины, так и ее недостаточной изученностью. И, какой из предлагаемых терминов более удачен, в данной работе не является предметом анализа. В то же время нельзя не отметить настоятельные рекомендации ряда исследователей относить ДПВ к рифтам, что аргументируется проявлением в позднем девоне щелочно-ультраосновного, щелочно-базальтоидно-го магматизма с накоплением мощных толщ агломератовых лав, сходных с формациями рифтовых зон Восточной Африки и Западной Европы /3. Юшкевич, Т. В. Завьялова, 1977/. Вместе с этим между понятиями «рифт» и «грабен» нет достаточно четкого разграничения. Так, по В. К. Гавришу /1981/, «рифт является совокупностью грабенов или крупный грабен». В этой связи также напомним, что приоритет термина «грабен» в публикуемых и рукописных работах по тектонике ДДВ более чем очевиден.

Днепровско-Донецкая впадина представляет собой сложно построенный грабен, выполненный палеозойскими и мезокайнозойскими осадочными породами общей мощностью от 2 до 12 км /Стратиграфия УССР, 1963;1975/. Вопросы по литологии и стратиграфии ДДВ подробно изложены в трудах A.M.Куцыбы, Д. Е. Айзенверга, Р. М. Нистрак, Е. И. Пашкевич, Н. П. Семененко, Л. Г. Ткачука, Н. Е. Бражниковой, А. П. Ротая, Ф. ЕЛапчика, 0.1.Эйнор, 0.К.Коптаренко-Черноусовой, Б. П. Стерлина, А. И. Ляшенко, В. А. Хоменко, А. Д. Бритченко и других исследователей. В данной работе они приводятся в краткой форме.

Осадочный чехол в Днепровско-Донецкой впадине залегает на дислоцированном докембрийском основании, представленном разнообразными гнейсами, мигматитами, гранитами, сиенит-гранитами, дацитами, диабазами и пр. с дайками и прожилками пород основного состава, аналогичными кристаллическим образованиям Украинского щита и Воронежского массива /Н.П.Семененко, Н. Г. Вадимов, М. В. Ивантишин и др., 1958/. Кровельная часть кристаллического фундамента представляет собой кору выветривания мощностью до нескольких десятков метров /З.МЛяшкевич, Т. В. Завьялова, 1977/.

Самыми древними осадочными породами, достоверно установленными в регионе, являются отложения девонской системы /А.М.Куцы-ба, 1958/. В наиболее погруженной приосевой части впадины предполагаются рифейские образования /В.Б.Соллогуб, М. В. Чирвинская, А. В. Чекунов, 1975/.

Отложения девона, трансгрессивно лежащие на неровной поверхности фундамента, в объеме среднего /эйфельский, живетский/ и верхнего /франский, фаменский ярусы/ отделов, характеризуются чрезвычайной невыдержанностью и литолого-фациальной изменчивостью по площади и разрезу.

Средний девон, известный под названием «белого девона» /Д.Е.Айзенверг, 0.Р.Коноплина, П. КЛагутин, 1962/, сложен чередованием разнозернистых кварцевых песчаников и аргиллитов /пярнус-ко-наровские слои эйфельского яруса/. В верхней части отдела /старооскольский горизонт живетского яруса/ увеличивается доля пелиторных пород, появляются карбонатные разности. Фиксируемая мощность отложений среднего девона незначительна, и редко превышает 100 м.

Beрхнедевонекие образования представлены всеми горизонтами, известными в центральной части Русской платформы. Среди них согласно Унифицированной схеме 1962;1965 гг. выделяются отложения франского и фаменского ярусов, расчленяющихся на более мелкие стратиграфические подразделения.

На практике верхнедевонские отложения расчленяются /В.И.Китык, 1970/ на пять различных литолого-радиальных толщ: I/ подсо-левую, условно сопоставляемую с воронежским и евлановским горизонтами нижнефранского подьяруса- 2/ нижнюю соленосную, которая парализируется с частью евлановского и ливенским горизонтами верхнего франа- 3/ межсолевую, отождествляемую с задонским и елецким горизонтами нижнего фамена- 4/ верхнюю соленосную, сопоставляемую с лебедянскиы и частью елецкого горизонтами верхнего фамена и 5/ надсолевую, к которой условно относится данково-лббедянский горизонт, венчающий разрез девонских отложений.

Наличие среди «нормальных» морских и континентальных лито-фаций мощных толщ вулканогенных /алатырский, данково-лебедянский горизонтц/ и хемогенных /евланово-ливенский, елецкий/ пород является одной из наиболее характерных особенностей верхнедевонского разреза впадины. Это свидетельствует о том, что морской режим в осадконакоплении, сменяясь лагунно-континентальным, зачастую сопровождался интенсивной вулканической деятельностью.

Мощность отложений девона варьирует в достаточно широких пределах, достигая в депрессионных участках 4000 м.

Осадочные образования каменноугольной системы, залегающие с резким угловым и стратиграфическим несогласием на разновозрастных породах девона, представлены всеми тремя отделами,.

Нижнекаменноугольный комплекс пород в объеме турнейского, визейского и серпуховского ярусов не подвержены столь резкой литолого-фациальной изменчивости. Сложены они в основном ритмичным переслаиванием терригенных пород /песчаников, алевролитов, аргиллитов/ с карбонатными отложениями и прослоями каменных углей. Мощность осадочных образований нижнего карбона более выдержанна. Она постепенно увеличивается в сторону погружения фундамента, достигая в депрессионных участках 2000 м. Однако мощность терригенной пестроцветной толщи турнейского яруса /зачедшювской свиты/ все еще меняется в весьма значительных пределах — от 90 до 700 м /Е.И.Пашкевич, Р. М. Пистрак, Н. А. Самборский, 1959; С. С. Восанчук, А. А. Муромцева, 1964/.

Среднекаменноугольные отложения, трансгрессивно залегающие на подстилающих породах нижнего карбона, представлены башкирским и московским ярусами. Характеризуются они повышенным содержанием песчаников и алевролитов. Мощность отложений этого отдела составляет 300−1500 м.

Осадочный разрез верхнего карбона в объеме касимовского и гжельского ярусов сложен в основном пестроцветными песчано-гли-нистыми породами мощностью до 1000 м.

Общая мощность отложений каменноугольной системы достигает 4500 м.

Образования пермской системы, представленные нижним отделом, залегают с угловым и стратиграфическим несогласием на породах карбона. В составе нижней перми выделяются /В.Г.Алексеева, МЛЛевенштейн, 1959/ сакмарский и ассельский ярусы, которые в нижней части сложены пестроцветными песчано-глинистыми породами с редкими прослоями известняков и доломитов. В вышележащем разрезе ассельского яруса, расчленяемого на картомышскую, никитов-скую и славянскую свиты /И.Ю.Лапчик, ДЛ. Степанов, 1962/, преобладают хемогенные осадки /каменная соль, ангидриты, гипсы, доломиты, известняки и пр./. Мощность их на юго-востоке впадины достигает 1500 м.

Более молодой комплекс пород сложен терригенными, частично карбонатными отложениями триаса, юры, мела, палеогена, неогена и антропогена. Суммарная его мощность — 2000;3000 м.

Приведенная литолого-стратиграфическая характеристика разреза указывает на существование чрезвычайно сложной обстановки седиментации на протяжении почти всех этапов геологического развития впадины. Судя по резкой смене литофаций и мощностей в нижней части палеозойского разреза, а также их распространению по площади, к поздновизейскому времени закончился наиболее тектонически активный, авлакогенный или рифтогенный этап развития впадины и начался новый синеклизный /М.В.Муратов, М. Ф. Микунов, Е. С. Чернова, 1962; В. К. Гавриш, 1969/ с периодической активизацией тектонических движений в бретонской, саальской и ларамий-ской фазах складчатости. Это обусловило формирование в осадочном чехле ДПВ четырех структурных этажей: девонского, каменно-угольно-нижнепермского, мезозойского и кайнозойского /С.Д.Гемп, 1969/.

Ведущая роль в строении впадины принадлежит системе дизъюнктивных дислокаций, среди которых выделяются продольные, северо-западные разломы, на существование которых в юго-восточной части Русской платформы впервые указывал А. П. Карпинский /1883/, и получивших впоследствии название «линий Карпинского». Они не только обусловили заложение Днепровско-Донецкой впадины, но и предопределили направление и очертание ДДВ и таких крупных структурных элементов Восточно-Европейской и Турано-Скифских плит, как Припятский прогиб, Донецкий бассейн, погребенный кряж на его восточном погружении. Мангышлакское складчатое сооружение, а также валы Бухаро-Хивинской зоны /Н.Ю.Успенская, 1961/. Важность продольных разломов в строении ДПВ казалась настолько очевидной, что они были положены в основу ее геотектонического районирования.

В ДПВ выделяются юго-западный, северо-восточный борты и грабен или рифт, ограниченный краевыми разломами, характеризующимися значительной протяженностью /свыше 3000 км/, глубиной заложения /до 45 км/ и длительностью развития /от позднего девона до антропогена включительно/. В грабене прослеживаются центральная часть, северная и юкная приботовые зоны или «зоны ступенчатых сбросов» /В.Я.Клименко, 1959/, «зоны краевых дислокаций» /А.А.Билык, 1962/, разграниченные также продольными разломами.

Краевыми разломами, имеющими в целом северо-западную ориентировку, контролируется распространение нижней части осадочно-эффузивной толщи пород, включая девонские, турнейские и частично визейские. Вышележащие же отложения находятся и за пределами грабена, где они имеют моноклинальное залегание. В области грабена осадочные образования повсеместно собраны в складки, нередко осложненные соляным диапиризмом, а в зонах краевых разломов они дислоцированы разрывами /Г.Н.Доленко, С. А. Варичев, Н. О. Галабуда и др., 1975; В. А. Витенко, Б. П. Кабышев, 1977/.

Помимо продольных рифейско-девонских глубинных разломов, в ДДВ прослеживаются и более древние дислокации, архей-протерозой-ского заложения, простирание которых не совпадает с региональной ориентировкой грабена. Общепризнано, что такие тектонические элементы, часто именуемые поперечными, играют существенную роль в истории геологического развития впадины, становлении ее структурного плана и пространственном размещении месторождений полезных ископаемых /Д.И.Соболев, 1936, 1949, и др.- П. И. Степанов, 1944; И. С. Шарапов, 1954; Р. М. Пистрак, 1962; М. В. Чирвинская, 1963 и др.- Р. И. Андреева, 1964; И. А. Балабушевич, 1965; В. К. Гавриш, 1969;198IД.Я.Токарекий, 1976 и другие/.

Современное состояние изученности региона не позволяет однозначно выделять и прослеживать такие структурные элементы, хотя некоторые из них /Криворожеко-Комаричская, Семеновско-Холмская, Новомиргород-Щорская/ фиксируются цепочками аномалий в магнитном и гравитационном полях и прослеживаются при дешифрировании аэрокосмических снимков /В.К.Гавриш, Л. И. Рябчук, 1981, рис.1/. Поэтому местоположение таких структур, во многом зависимое от принятых.

СХЕМА ПРИОСЕВЫХЗОН ЛИНЕАМЕНТНЫХ.

ПОДНЯТИЙ Днепровско-Донецкой ВПАДИНЫ по Tokapckomu, I976'.

2Q3.

ОТ 1 i-Kpaebbie нарушения ?)мепоо6скаго грабена г-регионаломые npocpunu КМПВиГСЗ з-приосебй'е зоны линеаментных поЭнятии I-Ш-сеЬеро-Ьостомного простирания (капеЗонского заложения) Ж-Ж-субширотного простирания (готского заложения) Ш-ЧШблиэмериЗионального аростирания^акса-ганского заложения.

Рис. I. I взглядов на природу и историю их развития, зачастую трассируется по-разному.

Так, Г. Н. Доленко /1954, 1968/, М. В. Чирвинская, 1963; Д. Я. Токарский /1976/, выделяют древние разломы трех /рис.1.1/, а В. К. Гавриш /1969/, К. Ф. Тяпкин и др. /1966/, В. Д. Харитонов, В. М. Беланова и др. /1974/ - четырех взаимно пересекающихся направлений — ортогональных и диагональных.

Наиболее полно упомянутые тектонические элементы освещены в работах В. К. Гавриша /1969;1981/. Он выделяет «глубинные структуры» — северо-восточной, близмеридиональной, северо-северо-за-падной и субширотной ориентировок, отождествляя их с продольными разломами, ограничивающими грабен. Различия между ними он усматривает главным образом во времени заложения, считая, что последние были заложены в девоне, а остальные в протерозое или еще раньше. Близких взглядов на природу таких, «поперечных» тектонических элементов придерживаются Г. Н. Доленко, И.И.Чебанен-ко, В. Д. Харитонов и др., хотя они очень мало, можно сказать, совершенно не имеют сходства с краевыми разломами.

Краевые разломы представляют собой систему дизъюнктивных нарушений, обусловивших ступенеобразное погружение фундамента в сторону осевой части впадины, а «поперечные» дислокации выражены в виде валообразных поднятий и прогибов, осложненных иногда разрывами. Сходством между ними является разве что последние во многих местах осложнены разрывными нарушениями, приуроченными в основном к их крыльевым частям, подобно тому, как краевые разломы приурочены к склонам впадины, а не к ее осевой части.

Как видно, между краевыми разломами и валообразными «поперечными» дислокациями ДДВ существуют принципиальные различия, которые ставят под сомнение правомерность их отождествления. Следует также заметить, что применяемое к последним определение поперечные" уже не отвечает своему смысловому значению, поскольку наряду с северо-восточными, близмеридиональными и северо-севе-ро-западными /близкими к поперечным/ простираниями в последнее время выделяются широтные и субширотные /см.рис.1 .1/, которые не являются по отношению к впадине поперечными.

Имеющиеся к настоящему времени теоретические разработки и материалы по глубинному строению ДДВ и других регионов дают основание константировать, что выделяемые различно ориентированные тектонические элементы зародились в результате тектонических напряжений планетарного порядка, возникавших на разных стадиях активизации тектонических движений земной коры. Самые древние субмеридиональные дислокации предположительно связаны с готским циклом тектонических движений, субширотные — с саксаган-ской тектонической эпохой, северо-восточные — с каледонским циклом тектогенеза, а северо-западные простирания — с герцинским циклом тектонических движений. Эти напряжения по-видимому связаны с уплотнением и уменьшением объема планеты, а смена ориентировки господствующих простираний от одного цикла к другомус изменением местоположения полюсов вращения и перестройками элипсоида вращения Земли /Д.Я.Токарский, 1976/.

Тектонические напряжения каждого из циклов, как отмечается рядом исследователей южной части Русской платформы, не затухали, не исчезали со временем, а продолжали играть определенную роль в строении фундамента и становлении структурного плана формирующихся осадочных толщ на протяжении многих геохронологических эр. Новые дислокации, накладываясь на ранее образовавшиеся, пересекали и деформировали их. В результате сформировалась сложная, как бы «решетчатая» структура /Н.П.Семененко, Н. Ф. Балуховский, .1958/, в которой долгое время не удавалось проследить различно ориентированные тектонические элементы, пересекающие впадину в различных направлениях.

Результаты выполненных исследований и полученный за последние годы фактический материал все больше убеждают в том, что в регионе широко развиты тектонические элементы с различной ориентировкой.

В этом отношении показательны результаты совместных исследований сотрудников ИГН АН УССР, Министерства геологии и УкрНйГРй /А.Я.Радзивилл, Ю. А. Куделя, A.M.Палий и др., 1979/. На составленной ими карте /рис.1.2/ обратили на себя внимание различные простирания оснований тектоно-магматических дуг, представленных валообразными поднятиями. Если в южной прибортовой зоне впадины они простираются преимущественно в близмеридиональном направлении, то в северной прибортовой зоне — субширотном. Аналогично сориентированы и прибортовые депрессии, разделяющие валообразные поднятия. Такие простирания достаточно отчетливо выражены в структуре ДПВ, в частности, в рельефе ее земной поверхности, где они подчеркиваются расположением гидрографической сети.

Как видно из рис. 1.2, субширотные простирания структурных элементов северной прибортовой зоны впадины согласуются с ориентировкой древних дислокаций Воронежского массива, а близмеридио-нальные простирания южной прибортовой зоны совпадают с простираниями структур Украинского щита.

Рассматриваемые дислокации по-видимому являются элементами ортогональной системы разломов, обусловленной, жестко сориентированной относительно географических координат, планетарной или линеаментной трещиноватостью /В.В.Белоусов, 1962/. Они обладают рядом общих признаков, из которых прежде всего следует упомянуть независимость ориентации от геологического строения и условий развития пересекаемых участков земной коры /Г.И.Мартынова, 1969/ и прерывистость.

КАРТА.

ТЕКТОНИЧЕСКИХ И ТЕКТОНО-МАГМАТИЧЕСКИХ СТРУКТУР ДНЕПРОВСКО — ДОНЕЦКОЙ СУБГЕОСИНКЛИНАЛИ редакторы в. п бондарчук, п.ф.шпак авторы' ая Радзнвилл, Ю. а куделя, а М. Палий, ифзлоьемко, Ю а. арсирий, В Г. деиынчук, и. а^{айдановвч.} вс токовемко Карта составлена по материалам трестов. укргеоФизразведка, .Днспро-геофизика*, .чсрнигоенефтегазразбсдка" .полтаванеф ТЕГАЭеЕДКА", .харьков-нефтегазразведка", .КИЕвГЕОЛОГИЯ*, артемгеологмя* ворошиловградгеопогия* .укрнигри", мимгео УССР" обьединсмий «ухрнефть*, .укргаз», института геофизики и Института геологических на ун ам усср |97"Г.

I ПРИДНЕПРОВСКАЯ И СЕИМ-СЕВЕРСКО ДОнЕцКАО ПЛИТЫ.

1 ГЛУБИННЫЕ РАЗЛОМЫ, К КОТОРЫМ В ДДС nwyPOJ? Hb< ДЕВОНСКИЕ ТЕКТОнО-МАГАЛАТИЧЕСКИЕ ПОДНЯТИЯ ?

ПОСЛЕДЕВОНСКИЕ ЭОНы СЖАТИЯ! ЗОНЫ РАСТЯЖЕНИЯ (РАЗУПЛОТНЕН! yf ЬОРТОвЫЕ vCTVnbl.

КОНТУРЫ ПОЛОЖИТЕЛЬНЫ* ФОРМ РЕЛЬЕЛА ФУНДАМЕНТА.

Уо О — ВЫСТУПЫ СКЛОНОВ (носы), б • поднятие 34 НОМЕРА ПОЛОЖИТЕЛЬНЫХ СТРУКТУР w (V кОНГУЯЫ ОТРИЦАТЕЛЬНЫ* фОРМ РЕЛьСвД ФУНДАМЕНТА (^i О — ЛОЖБИНЫ НА СКЛОНА*, 0' ЗАМКНУТЫЕ ДЕПРЕССИИ.

НОМЕРА ОТРИЦАТЕЛЬНЫ* СТРУКТУР НОМЕРА АСИММЕТРИЧНЫХ БЛОКОВ ОСЕВАЯ ЛИНИЯ КОЛьиСВЫ* ПОДНЯТИИ.

ПАЛЕОВУЛКАНЫ ЛИПАРИТОВ ПАЛЕ ОВУЛкАНЫ БАЗАЛЬТОВ ШТОКИ ГАББРО-ДИАБАЗОВ НЕВСКРЫТЫЕ ИНТРУЗИВЫ ГРДНИТОИДОв.

ЕСТСРОМ ДЕНИС.

НЕФТИ? НЕФТИ И ГАЗА.

Д газа.

НЕФТЕНОСНЫЕ ПЛОЩАДИ ГАЗОНОСНЫЕ ПЛОЩАДИ.

ПРОГНОЗНЫЕ ДАННЫЕ СТУКТУРЫ ддС ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НА НЕФТЬ П ГАЗ с-д ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ НА ПОИСКИ.

1—в (осевые впддины).

06″ ЬЕКТЫ ВТОРОЙ ОПЕРЕДИ п-л У6Т>1К1Ы ВТОРОЙ ОЧЕРЕДИ.

I-«-1 ССКЛОКЫ, 603ТОВЫ{ ВПАДИНЫ.

ОБЪЕКТЫ TPETbfH ОЧЕРЕДИ (С-3 часть ДДС1 формы рельефа фундамента.

ПОЛОЖИТЕ ЛЬ ВЫСТУПЫ Склонов (носы).

1 кэлывднскии.

2 вндыьцевскии ПЕТРУШСИСКИ 5 поевский 4 ловинСкии лддимСКии.

Ю ШЕСТОВИЦКИИ 'I '-ЕОННГОвСКЛИ.

Ч 6″ «СиловСкии городище йен ии в «РЕШАТ И некий Ч СТА РОД угоден О и (си.

5 «ЕРЕЛОДОбСкяи и ДиОЗДОВСлии, а рудоас*** и ллисковскип «АкСЕвСчин.

26 ПЕРСВОЛОчнЕнСкии.

30 -ЛувникоВСкии.

33 ПЕТРиВцЕВСкО иСдчн.

М Ь1Г>ОЦ?рно8Скнн.

СУЯниовСкии 40 ЭЕНЬкОвСкии *г игмДТОВСкии <3 ВОЕ ВОДОВ CKW ЯРЕМгнОВСкии.

7 иС"Р08Скии КОШЕЛЕВСКОЕ 9 Августовское 3 VOiACTblPMotEMCn.

34 СВИРИДОВСКОЕ К АНДСТДСЬЕВСХОЕ.

48 «ИЩЕНС>

JOB ЬЛистОВСпДв 11 В ГОР&0ЭсяАв.

209 пдрд"и?вс"дв зге *ог>&нАшцсаСкс поз"вковскав Л в ВЕРГУнОвенАв ив сдгдиддпсхда D3B «РДСНОГЭРОВС*Д» 36 В РЕШЕ’иловСоА" з<�в иовогригорвЕве"дв «в ЛиВЕнСкА9 «В ПЕРЕЩЕПичСКДв не СкОРЕНЕЦкДа ПРИДпЕПРОВСхДв © ПРИДЕГ"РМС-Д9.

СтйРО"У?ОРСхО-К0шЕЛ?вС"й4.

ПОПТ.

24 В БОГДАиоеСнДо 26 В СРСЬПЕнСКДЯ г>в «ои?пс"д».

АВ СипЕВСкДв.

34 В соподовскда.

TQPCKOtJ.

В ВЕЛикОГОРО SB ДММТРИЕВСк.

МАЛОДЕВИЦ*.

Рис. 1.2.

— 20.

Последыш из них и объясняется тот факт, что многие древние дислокации, фиксируемые в одних геоструктурных условиях грабена, не прослеживаются в других. Так, Пирятинско-Бахмачское линеамен-тное поднятие /см.рис.1 Л/, выраженное в южной прибортовой зоне Переволочнянским, Леляковским и Гнединцевским выступами фундамента, не имеет продолжения севернее оси впадины. В то же время, наоборот, субширотное Мэнастырищенско-Великобубновское поднятие фиксируется по Лысогорскому, Талалаевскому и Николаевскому выступам фундамента лишь в северной прибортовой зоне ДДВ.

Оба эти валообразные поднятия, располагаясь под утлом к краевым глубинным разломам, пересекаются с образованием клиновидного тектонического элемента, отчетливо выраженного в структуре впадины /Е.Ф.Селюзкин, Р. И. Синяговская, 1982/. Теоретически угол между ними равен 90°, а вершина его, обращенная к западу, ложится на осевую линию впадины. В природных условиях величина угла варьирует от острого до тупого. Это, по всей вероятности, определяется особенностями геологического строения и неодинаковой тектонической активностью отдельных участков впадины, где наиболее мобильными являются узлы пересечения ортогональных дислокаций с северо-западными разломами, которые влияли не только на общую структуру региона, но и на распределение литофаций и мощностей пород, магматизм и т. п. /В.К.Гавриш, Л. И. Рябчун, 1981/.

В заключение стоит отметить, что выделяемые многими авторами различно ориентированные тектонические дислокации ДДВ укладываются в систему трех основных направлений: ортогональных и северо-западных. Предложенной схемой расположения тектонических элементов достаточно убедительно объясняется и блоковое строение, и асимметрия грабена, который представлен серией крупных мульд, разделенных надразломными выступами.

Вышеприведенные сведения о геологическом строении дают основание под иным утлом зрения рассматривать вопрос о закономерностях пространственного размещения промышленных скоплений УВ в регионе, где с получением первых притоков нефти в 1936 г. из кепрока Романского соляного штока открыто более 120 месторождений нефти и газа. Скопления УВ установлены в различных геоструктурных зонах ДЕВ, в диапазоне глубин 200−6000 м, в девонских, каменноугольных, пермских, триасовых и юрских отложениях.

Большинство из известных залежей нефти и газа приурочено к антиклинальным складкам. Залежи, связанные с несводовыми ловушками, для региона редкое явление. Среди них чаще упоминаются литологически и стратиграфически экранированные залежи Северо-Голубовского, Руденковского и Зачепиловского месторождений /В.М.Завьялов, 1973/. Известные месторождения в основном многопластовые. В разрезах ряда из них /Качановского, Рыбальского, Глинско-Розбышевского и др./, характеризующихся значительным этажом /около 2000 м/ и широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоности, содержится свыше 30 продуктивных горизонтов, что обусловлено главным образом повышенной тектонической мобильностью локальных участков. У тектонически менее активных структур этаж нефтегазоносности, как правило, сокращен, и ограничен нижне каменноугольным разрезом.

Получаемый фактический материал по нефтегазоносности региона позволял связывать формирование залежей УВ преимущественно с вертикальной миграцией флюидов, а распределение их в осадочном чехле — с региональными флюидоупорами-экранами /Б.С.Воробьев, 1970; Б. П. Стерлин, С. А. Тхоржевский, 1964 и др./. В то же время наблюдаемая геохимическая зональность, выраженная закономерной сменой /с юго-востока на северо-запад/ газовых залежей, газонефтяными и нефтяными, объяснялась как результат далекой латеральной миграции УВ /Э.Е.Лондон, 1962, Ю. А. Арсирий, 1963;

В.К.Гавриш, Н*ф.Балуховский, 1965 и др./, положенной в основу теории «дифференциального улавливания» .

Существование тесной связи между размерами /высотами/ углеводородных скоплений и их составом, чем определяется энергия /избыточные давления/ залежей, с одной стороны, и герметичными возможностями пород-покрышек — с другой, безусловно имеет место в осадочном чехле ДЕВ. Вместе с этим следует считать доказанным, что в распределении и сохранении скоплений УВ важная роль принадлежит гидравлическому фактору /И.М.Михайлов, 1975/. Оба эти положения справедливы для залежей и в глубоких горизонтах Днепровско-Донецкой впадины.

Результаты исследования залежи горизонта В-26 Матлаховского месторождения.

Исходные данные.

Расчетные параметры.

СКВ, интервалы опробования.

Результаты промысловых исследований среднее давление, р.

МПа 15 дебит жидкости, м3/сут. газа, тыс. м /сут: 1.

•средний :газовый :фактор, м3/м3.

Приток.

•среднее -.содержа-попут-: природного газа-ние ста.

HO го :-:-4 бИЛЬНО ГО в поверх-:в пла-:конден-:ностных Ютовых: сата, .уело- 'условиях, — :виях газа, тыс. м3/с ю" ^м3/м3 тыс. м3/с ЦТ/с'.

13 3610-^3600 3600−3593 3600−3583 19 3592−3580 3586−3580.

37,0.

35.2 33,6.

37,6.

36.6.

35.8.

37,5.

35.9.

34.3.

37,0.

36.4.

36.0.

36.7.

35.8.

35.1.

43 69 98 20 22 30 8 7 2 370 0 43 69 98 20,8 22,7 30,2 0 0.

45 81 ПО 19 43 48 1 2 7 465 0 45 81 ПО 19.1 43.2 48,7 0 0 —.

32,5 72 99 27 97 107 4 4 5 1094 9 20 27,8 23,5 52 71,2 9,7 24,3 33,2 17,7 73,1 74,3 63,7 274.6 292.7 385.

39,2 55,2 69,1 84 123 159 2 3 I 2230 33,6 47,2 59,1 5,6 8 10 2,6 3,7 4,7 81,6 119,6 154,4 297 433 579 396.

34,7 45,1 55,6 78 117 146 5 5 3 2500 34,7 45,1 55,6 0 0 78,5 117,5 146,3 288,6 443 582 400х/.

СП 00 х/ по промысловым данным.

МЯТЛЯХОВСКОЕ.

МЕСТОРОЖДЕНИЕ РАЗРЕЗ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТА В" 26.

ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ.

ХАРАКТЕРИСТИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОБОВАНИЯ.

СКВ. 13.

О S Ю 15 Они О 25 50 1 $ омн скв.19 I.

4 7 10 13.

I ¦

6 6 Q.

4 6 6 U 6 о—о- 8 [-.—9 12 О т.

1.-К0ЛЛЕКТ0Р- 2.-НЕФТЕНАСЫЩЕННЫЙ КОЛЛЕКТОР- 3-ГАЗОНАСЫЩЕHHblЙ КОЛЛЕКТОР- 4-ЛИНИЯ РАЗМЫВА. КРИВЫЕ БКЗ- 5″ ГРАДИЕНТЗОНД A20M0lN, 6-ПС, 7- ИНТЕРВАЛЫ ПЕРФОРАЦИИ, 8-НГК, э-ВНК. Результаты опробования: ю-приток.

НЕФТИII-НЕФТЬ С К ОНД Е НС АТОМ- 12-Г, А 30К0Н" ДЕНСАТ — 13-ВОДА С НЕФТЬЮ ', 14 — СКВАЖИНЫ.

Рис. 4Л.2.

Различие углеводородных смесей по составу и свойствам свидетельствует о том, что данная залежь представляет собой неоднородную углеводородную систему. Ее неоднородность обнаруживается утке по данным опробования скв. 13, когда газовые факторы 370 и 465 м3/м3 продукции из двух нижних интервалов, указывающие на их насыщенность нефтью, резко увеличился до 1100 м3/м3 с приобщением к среднему интервалу остальной части пласта /интервал 3600−3583 м/. Опробованием в скв. 19 интервала 3586−3580 м подтверждено наличие газоконденсатной шапки с относительно невысоким содержанием стабильного конденсата. В полученной из этого интервала продукции газовый фактор достигал 2500 м3/м3. Отсюда становится очевидным, что характер изменения газового фактора при поинтер-вальном опробовании является надежным критерием распознавания нефтегазоконденсатных залежей.

Достаточно информативны здесь и сведения о физических свойствах жидкостных УВ, изменение которых обусловлено гравитацией. Судя по имеющимся данным /см.табл.4.2/, плотность жидких УВ закономерно увеличивается с приближением к основанию залежи, где она достигает 856 кг/м3. У контакта с водой УВ, повидимому, еще тяжелее. Изменение газосодержания подчиняется противоположной закономерности /см.табл.4.3/. Наиболее легким углеводородным составом представлена купольная часть залежи, где помимо максимальной газонасыщенности, равной 2500 м3/м3, отмечается самая низкая плотность жидких УВ /не более 750 кг/м3/. Все это дало основание И. М. Шахновскому и Е. Ф. Селюзкину /1982/ исследуемую верхнюю часть залежи отнести к газонасыщенной, а полученную отсюда жидкость — конденсату.

Как видно из табл.4.2, конденсат существенно отличается от нефти по фракционному и компонентному составам. В нем нет асфа-льтенов, сведено до минимума содержание парафинов и смол и весьма высок процент светлых фракций, выкипающих до 300 °C. По составу продукции нетрудно также придти к выводу, что конденсатный фактор /КФ/, равный 400'10~^м3/м3, свидетельствует о сравнительно невысоком конденсатосодержании.

В связи с вышеотмеченным вполне логично предположить, что жидкости, которые по составу и свойствам занимают промежуточное положение /интервалы 3580−3592 м, скв.19 и 3583−3600 м, скв.13/ представляют собой не что иное, как смеси нефти и конденсата, свойства которых зависят от доли того и другого флюида. 0 правомерности такого предположения свидетельствует и тот факт, что вместе с ростом плотности жидкости за счет притока нефти в смесях заметно увеличивается содержание пентанов и вышекипящих УВ. Следовательно жидкости плотностью 762 и 814 кг/м3 не являются конденсатами, и их содержание 450 и 915*10″ ^ м3 в I м3 газа не может приниматься за конденсатный фактор.

Для получения истинных величин КФ притоки сложных, нефтегазо-Конденоатных смесей необходимо разделить на составляющие: добиты нефти и конденсата, свободного и растворенного газа. Данные, получаемые при поинтервальном опробовании, позволяют сделать это расчетным способом с помощью уравнения /7/. Располагая данными о дебитах жидкости и плотноетных характеристиках УВ, задача сводится к определению единственного неизвестного — дебита конденсата / Q к/. Согласно выполненным расчетам в жидкости плотностью 814 и 762 кг/м3 содержалось конденсата соответственно 28 и 86%,.

Данные о дебите растворенного газа могут быть получены умножением дебита нефти на средний газовый фактор. Известно несколько способов определения величины газового фактора: расчетный /Э.Б.Чекалюк, 1961; В. А. Кисель, 1969: где Г — средний газовый фактор, м3/м3;

S — растворимость газа в нефти, м3/м3- t ~ плотность газа в пластовых условиях, кг/м3- - объемный коэффициент нефти;

J^mi^r «вязкость нефти и газа, Па су — отношение фазовых проницаемоетей, графо-аналитический /Э.Д.Берчик, I960/ и по данным промысловых исследований. Вполне очевидно, что из всех способов наиболее точным является последний. Расчетный способ слишком громоздок и сложен. Его точность во многом зависит от степени достоверности характеристик пластовой нефти и данных о фазовых проницаемоетях. Второй способ более доступный, но весьма приближенный /погрешности в определениях газонасыщенности и объемного коэффициента неф-тей исследуемого района достигают 10%/. При определении газового фактора по растворенному газу необходимы лишь результаты промысловых исследований нефтенасыщенных интервалов непосредственно под контактом газ-нефть /ГНК/.

Практика свидетельствует, что поинтервальное опробование обеспечивает возможность определения газового фактора с достаточно высокой точностью. В рассматриваемом случае сведения о дебите растворенного газа получены умножением величины дебита нефти на средний газовый фактор, определенный по результатам опробования нефтенасыщенного интервала /3600−3593 м, скв.13/, минуя существующие сложные расчеты и приближенные графо-аналитические методы. По пробам, отобранным при исследовании этого же интервалаопределена и плотность нефти.

Значения конденсатного фактора в притоках углеводородных смесей, расчитанные на основе данных о дебитах конденсата и природного газа, оказались равными 385 и 396•Ю" ^м3/м3 /см.табл.4.У, т. е. практически они совпадают с его величиной, полученной в результате исследования газоконденсатной части залежи. В этой связи следует заметить, что конденсагосодержание до 500 * Ю~^м3/м3 — явление для газоконденсатных месторождений ДДВ широко распространенное. Залежи с таким конденсатосодержанием известны в различных геоструктурных зонах грабена. В северной прибортовой зоне ДПВ, помимо Матлаховского месторождения, к их числу следует отнести залежи Великобубновского /горизонт В-15/, Артюховского, Перекоповского, Анастасьевского месторождений /горизонт В-26/. Причем конденсатосодержание в пластовом газе Перекоповского месторождения не превышает 200•Ю~6м3/м3 /см.табл.4.I- 4.4/.

Что касается аномально высоких значений КФ, фиксируемых при исследовании отдельных 'залежей /А.И.Дзшбенко, А. А. Мурадов и др., 1973; Р. М. Новосилецкий, Е. П. Савка, 1974/, то уже высказывалось мнение /И.Д.Чапала, Е. Д. Максименко, 1974/ о связи их с нефтяными оторочками. Таким представлениям, в принципе, не противоречат и результаты выполненных нами исследований. Однако, если ранее предполагалось /А.И.Дзюбенко, А. А. Мурадов и др., 1973/, что повышенное содержание жидких УВ в продукции скважин обусловлено более высокой их растворимостью в пластовых газах, а углеводородные системы находятся в однофазном газообразном состоянии, то теперь выясняется, что количество жидкости в продукции скважин увеличивается за счет притока нефти из нефтяных оторочек, а нижнекаменноугольные залежи представляют собой весьма сложные неоднородные системы. Не следует исключать и возможность увеличения жидкости в продукции скважин в результате частичной фильтрации связанной нефти.

Вопрос изучения связанной нефти в газоконденсатных месторождениях региона вполне назрел, и требует неотложной постановки специальных исследований. Отсюда следует, что к выводам о типе по характеру углеводородонасыщения глубокозалегающих залажей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В заключении отметим, что основные результаты работы и рекомендации сводятся к следующему:

1. Широко распространенные в нижнекаменноугольных и верх-не-девонских отложениях малоамплитудные антиклинальные складки разделены по совокупности генетических признаков на три типа: надразломаые, криптодиапировые и бескорневые. Залежи УВ, контролируемые такими складчатыми формами, предлагается рассматривать как отдельные самостоятельные месторождения /объекты поисков/ нефти и газа.

2. Простирания локальных структур, группирующихся в субширотные линейные системы, не совпадают с региональной ориентировкой впадины. Располагаются они под углом к краевым глубинным разломам.

3. Залежи нефти и газа приурочены преимущественно к нео-тектонически активным структурам, характеризующимся гидравлической дифференцированноетью стратиграфического разреза.

4. Накопление и сохранение залежей УВ в глубоких горизонтах изученной части ДДВ, помимо других геологических факторов, контролируется дифференцированноетью напоров пластовых вод.

5. Дифференцированный характер распределения напоров вод в разрезах погребенных структур определяется особенностями их строения и развития, а также неодинаковыми фильтрационными свойствами пластов-коллекторов. Пониженные напоры вод свойственны прерывистым неоднородным пластам, обладающим низкими коллектор-скими свойствами.

6. Между избыточными давлениями залежей и приведенными напорами вод в глубоких горизонтах существует устойчивая связь, выраженная в том, что более высокие коэффициенты заполнения УВ имеют прерывистые пласты-коллекторы. Залезвд в таких горизонтах обычно представлены легким углеводородным составом.

7. Многие глубокозалегающие залежи являются неоднородными углеводородными системами /нефтегазоконденсатными залежами/. Конденсатосодержание в них редко превышает 500 см3/м3. Увеличение количества жидкостных УВ в продукции глубоких скважин обуславливается притоком нефти из оторочки.

В изучении таких залежей рекомендуется применять способ раздельного поинтервального опробования.

8. Согласно оценке, выполненной по комплексу геологических факторов, с учетом проявления гидродинамических сил, наиболее перспективна в нефтегазоносном отношении юго-восточная часть исследуемой территории.

9. Основные перспективы и направления дальнейших геологоразведочных работ в северной прибортовой зоне ДПВ связаны с поисками нефти и газа в нижнекаменноугольных отложениях глубоко-погруженных антиклинальных структур. К первоочередны!/, объектам отнесены надразломные поднятия, группирующиеся в субширотные валообразные системы: а/ Софиевско-Восточно-Рогинцевскуюб/ Ярмолинцевско-Герасимовскуюв/ Анастасьевско-Южно-Афанасьев-скую. Объектами второй очереди являются погребенные солянокупольные и бескорневые складки, образующие собственные структурные линии субширотного простирания: а/ Талалаевско-Петрушев-скуюб/ Николаевско-Слободскуюв/ Перекоповско-Шумскую и др.

10. Выполнение исследования позволили прогнозировать более 20 глубинных структур и рекомендовать на отдельных площадях в пределах участков с высокой и средней перспективностью для ускорения открытия залежей в глубоких горизонтах: а/ параметрическое бурение в комплексе с сейсморазведкойб/ сейсмораз-ведочные работы с последующей постановкой поискового буренияа также в/ бурение глубоких скважин с целью доразведки Северо-Ярошевского, Салогубовского и Великобубновского /Восточно-Рогин-цевского поднятия/ месторождений.

II. Полученные данные исследовании жеюг большое значение не только для оценки перспектив нефтегазоносности изученной части ДИВ. Судя по результатам, выполненных нами работ на Ахтыр-ском выступе фундамента, Глинско-Розбышевском вале и в других районах региона, они могут быть использованы и при планировании и проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ, а также проектировании разработки отдельных месторождений практически во всех геоструктурных зонах Днепровско-Донецкой впадины.

В диссертации защищаются следующие положения:

1. Особенности строения глубокопогруженных структур северной прибортовой зоны ДДВ, выраженные в их субширотном простирании, различии по генезису и неотектонической активности.

2. Приуроченность залежей нефти и газа на больших глубинах к неотектонически активным антиклинальным складкам, характеризующимся гидравлической дифференцированноетью стратиграфического разреза.

3. Метод изучения нефтегазоконденсатных залежей на основе раздельного, поинтервального опробования.

4. Перспективы промышленной нефтегазоносности и направления дальнейших поисково-разведочных работ в северной прибортовой зоне ДДВ, основанные на новых представлениях о ее глубинном строении и нефтегазоносности.