23183 (Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины)

Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины

Реферат выполнил: студент 3 курса геолого-географического ф-та группы ГЗ-31 Репринцев В.И.

Харьковский национальный университет им. В.Н.Каразина

Харьков 2008

Введение

Из трех основных нефтегазоносных регионов самым молодым по времени открытия месторождений углеводородов и наибольшим по объемам добычи и разведанным запасам и прогнозным ресурсам является Восточный. Здесь сосредоточено 59% разведанных запасов и 78,7% добычи нефти. Еще более высокие показатели характерны для газа (81,5% запасов и 87,6% добычи). Он представлен Днепровско-Донецкой нефтегазоносной областью, которая является частью Припятско-Донецкой нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении область расположена в границах одноименной впадины, которая представляет собой составной элемент сложной внутриплатформенной рифтовой системы, получившей название Сарматского линеамента. Она рассматривается как прогиб Большого Донбасса. Западной ее границей является Припятский грабен, расположенный уже преимущественно за пределами Украины. Юго-восточным продолжением впадины является открытый Донецкий угольный бассейн (Донбасс), в пределах которого ожидаются значительные ресурсы метанового газа. Он адсорбирован угольными пластами или сосредоточен в небольшом количестве в трещинах и гранулярных коллекторах и находится иногда под аномально высоким давлением. Традиционные промышленные скопления газа здесь не встречены, однако на нескольких шахтных полях его запасы подсчитаны и взяты на учет Государственным балансом. В целом, на землях открытого Донбасса количественная оценка прогнозных ресурсов газа еще не выполнена.

Днепровско-Донецкая впадина (ДДВ) — общее название центрального структурного элемента рассматриваемого прогиба, имеющего грабенообразное строение в нижней своей части, форму корытообразной впадины - в средней и пологой синеклизы. или мульды - в верхней. Составные элементы верхней и нижней частей впадины имеют собственные названия: Украинская мульда (синеклиза) и Днепровский, или Приднепровский грабен. Общая протяженность впадины - 400 км, ширина - от 50-70 на северо-западе до 130-150 км на юго-востоке. Кристаллический фундамент погружен в северо-западной части ДДВ на 5-10 км, а на юго-востоке -до 15-17 км. Краевые разломы Приднепровского грабена наклонены под углом 40-50°, иногда до 75-80°; максимальная амплитуда смещения по ним составляет 5 км. Эти разрывные нарушения по имени исследователя, впервые наметившего их, получили название линий Карпинского; их также называют Барановичско-Астраханским (северный) и Припятско-Манычским (южный) разломами. Отложения, начиная с верхов визе и включая почти весь мезозой, выходят за границы краевых разломов, образуя собственно Днепровско-Донецкую впадину. Верхний мел и кайнозой залегают в ином структурном плане и образуют синеклизу (рис. 1).

Восточный нефтегазоносный регион размещается на левобережье Днепра. В административном отношении он входит в состав Черниговской, Сумской, Полтавской, Днепропетровской, Харьковской, Донецкой и Луганской областей. Включает Днепровско-Донецкую нефтегазоносную область, которая по разведанным запасам, потенциальным ресурсам масштабам добычи углеводородов занимает ведущее место в Украине. Область эта является составной частью Припятско-Донецкой нефтегазоносной провинции, протягивающейся от Белоруссии через Днепровскую низменность до Донбасса и далее через его северные окраины до границы с Россией. В тектоническом отношении область находится в одноименной впадине (ДДВ), захватывая часть северной окраины Донбасса, которая иногда называется Преддонецким прогибом, а также полосу южной окраины Воронежской антеклизы.

Рис 1. Схематический поперечный разрез Днепровско-Донецкой впадины но пинии Ахтырка – Новомосковск.

1 - разрывные нарушения, 2 - соленосные отложения девона, 3 - дорифейский фундамент.

1. История изучения и освоения региона.

История изучения и освоения региона сравнительно проста. Первые находки нефти здесь были совершены в 1935 г. при поисках калийного сырья геологической партией АН УССР. Близ восточной окраины г.Ромны Сумской области из скважины ручного бурения здесь было отобрано 2 т нефти. Промышленные ее притоки из кепрока Роменского соляного штока, знаменовавшие открытие в 1937 г. месторождения, были получены в 1939 г. Это обусловило создание специализированных организаций для проведения целенаправленных геолого-геофизических работ с целью поисков месторождений. Они ориентировались на поиски структур, аналогичных Роменской (Исачковский и Дмитриевский соляные купола). Однако это направление оказалось непреспективным. Работы были продолжены в послевоенные годы на поднятиях, которые трактовались как криптодиапировые. Положительные результаты были получены открытием в 1948-50 гг. Радченковского нефтегазового и Шебелинского газоконденсатного месторождений.

Специалисты, изучавшие историю поисково-разведочных исследований, зачастую подчеркивают случайный характер выявления углеводородных скоплений (В. И. Созанский и др., 1990; Б. П. Кабышев, 2002; В. Г. Космачев, 2005). Это не совсем так; правильнее говорить, что прямые проявления нефти стали «побочным результатом» изучения Роменского района. В статье Н. С. Шатского (1931), формулировавшего представления о тектонической природе соляных штоков в ДДВ, содержатся напоминания о том, что с такими структурами в других регионах известны скопления калийных солей, а иногда нефти и серы. Скважиной, бурившейся в 1932 г. у г.Ромны на гипс, была вскрыта штоковая соль, что подтверждало идею солянокупольной тектоники и стало основой для прогноза нефтеносности района. Такие данные позволили почти одновременно в 1933 г. подготовить публикации Д. Н. Соболеву и В. И. Лучицкому, а затем К. И. Макову, М. Г. Свитальскому и др., где обосновывалась возможность нахождения нефти во впадине. Уже в 1936 г. ИГН АН УССР была проведена специальная конференция.

Открытие Радченковского и Шебелинского месторождений стали толчком для наращивания темпов поисково-разведочных работ, особенно в течение первых 15 лет. В разных тектонических зонах впадины было открыто 34 месторождения, в том числе, Качановское, Глинско-Розбышевское, Гнединцевское, Леляковское, Рыбальское. Уже в 1962 г. регион давал большую часть добываемой в Украине нефти, а в 1964 г. - и газа. Объемы глубокого бурения постоянно возрастали; максимального значения они достигли в 1967 г. (358,9 тыс. пог. м). Именно с этого времени были переориентированы поиски и разведка на глубины 3-5 км, резко возрастали объемы сейсморазведочных работ.

Изучение и промышленная оценка погребенных структур и, прежде всего, межкупольных складок Машевско-Шебелинского газоносного района привели к многочисленным открытиям, в том числе крупных Ефремовского, Западно-Крестищенского, Яблуновского, Котелевского, Березовского и других месторождений. Существенно изменилось распределение разведанных запасов по глубинам. С 1970 г. в связи с постоянно растущим дефицитом поисковых объектов была успешно начата промышленная оценка малоамплитудных поднятий на малых и средних глубинах. Это позволило вернуться к участкам, где уже проводились геологоразведочные работы, и после пересмотра материалов исследований, выявить значительное количество новых объектов. Так были открыты рентабельные для добычи углеводородов Суходоловское, Юрьевское, Виноградовское, Березовское и другие месторождения.

Первая попытка поисков залежей углеводородов в ловушках неантиклинального типа (Северо-Голубовское месторождение, 1960) была неудачной и надолго остановила такие работы. В дальнейшем опыт таких исследований приобретался в результате попутного изучения таких объектов. Только с середины 1980-х годов началась их систематическая подготовка и введение в глубокое бурение, в частности на склонах отрицательных структур третьего порядка. Открытие Волошковского и других месторождений подтвердило эффективность этого направления работ.

С конца этого десятилетия начато освоение новой территории - северного борта ДДВ. Здесь нефтегазоносными оказались не только отложения палеозоя, но и образования кристаллического фундамента, из которых получены промышленные притоки углеводородов на Хухрянской и Юльевской площадях. Разработка, совершенствование и внедрение в практику новых технологии сейсморазведки, выбор оптимальных направлений поисково-разведочных работ на разных этапах изучения и оценки нефтегазоносности площадей Восточного региона увенчались открытием за сравнительно короткий интервал времени (до начала 1994 г.) 205 месторождений нефти и газа. В их числе нужно назвать открытое совсем недавно Кобзевское месторождение.

2. Характеристика нефтегазоносности Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ).

Нефтегазоносность впадины характеризуется высоким уровнем изученности; ресурсы ее недр оценены на площади 75 тыс. кв. км. Объем перспективных отложений в ее пределах превышают 0,35 млн. куб. км и по этим показателям регион занимает одно из ведущих мест в Европе. Промышленная продуктивность установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от юрских до архейско-протерозойских образований. Всего в разрезе фанерозоя выделено 99 продуктивных горизонтов (ГТГ) с залежами углеводородов.

Физико-химические свойства, компонентный состав углеводородов впадины чрезвычайно разнообразны и зависят как от термобарических условий в недрах, так и от распределения органического вещества на глубинах. При низких температурах вещество системы имеет повышенное содержание нафтеновых, а при высоких - ароматических соединений. По соотношению газовой и жидкой фаз выделяются четыре типа углеводородов: углеводородные газы, газоконденсаты, системы переходного состояния и нефти; разделение двух последних является условным.

Углеводородные газы без конденсата встречаются редко. К чисто газовым отнесено лишь 10 небольших по запасам месторождений. Они размещаются в юго-восточной части региона. К северо-западу, начиная от линии Качаловского-Новоукраинского-Голубовского месторождений, залежи газа чередуются со скоплениями нефти. Таких месторождений насчитывается 48. Ближайшие от поверхности скопления газа встречены на Спиваковском (440 м) и Ольховом (450 м) месторождениях. На глубинах более 5000 м они известны в 34 месторождениях. Основные разведанные запасы газа приходятся на интервалы 1500-2000 м (25,2%) и 3500-4000 м (21,45%); на глубинах более 5000 м их пока насчитывается 6,25%.

Газоконденсатные залежи, как и скопления углеводородных газов, выявлены в широком стратиграфическом диапазоне. Месторождений таких 115. Пространственное их размещение имеет свои особенности. Наиболее богатые газоконденсатные залежи сосредоточены на ограниченном участке северной прибортовой зоны - Анастасьевское, Талалаевское, Васильевское и др. месторождения. Извлекаемые запасы конденсата размещаются на глубинах 3500-4000 м (25,8%) и 4000-5000 м (38,5%); в диапазоне глубин 1500-2000 м объем конденсата составляет 4,9%. Системы переходного состояния - углеводородные флюиды с большим количеством растворенного газа или большое содержание конденсата в газе - пока изучены в недостаточной степени и не имеют четких критериев определения и размещения.

Нефть выявлена в нефтяных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях. Открыто 32 месторождения, в которых известны лишь нефтяные залежи. Основные их скопления сосредоточены в крайней северо-западной части ДДВ и в пределах Ахтырского структурного выступа. Наибольшие начальные запасы нефти выявлены в пределах Леляковской (60 млн. т) и Гнединцевской (более 48 млн. т) газонефтяных структур и Бугруватского месторождения нефти (более 20 млн. т). Наиболее глубокая залежь выявлена в турнейских образованиях Суховской площади (5050 м). Ближайшие от поверхности залежи содержатся в Решетниковском (500 м) и других месторождениях. Основные разведанные запасы нефти связаны с глубинами 1500-2000 м (49,7%) и 3500-4000 м (19,6%). Имеются нефти как резко недонасыщенные растворенным газом (Рг/Рн = 0,07-0,20), известные на Гнединцевском, Ярошевском и др. месторождениях, так и предельно насыщенные (Рг/Рн = 1,0) на Игнатьевском, Яблуновском и др. месторождениях.

По физико-химическим свойствам углеводороды чрезвычайно разнообразны. Основной составной частью свободных газов является метан, содержание которого колеблется от 35% (Мелковское месторождение) до 99,6% (Краснопоповское месторождение). В пределах одного месторождения свободные и растворенные газы могут существенно отличаться по своему составу. Из попутных нефтяных газов обращает на себя внимание необычные по составу газы Гнединцевского месторождения (нижняя пермь-верхний карбон), в составе которых резко преобладают гомологи метана с пиком, приходящимся на пропан (около 50%), и содержанием метана не более 2-4%. Среди региональных особенностей углеводородных газов принято отмечать наличие гелия в промышленных концентрациях (до 0,14-0,17% на Коро-бочкинском месторождении), а также почти полное отсутствие сероводорода.

Преобладающая часть конденсатов впадины по своему составу нафтеново-метановая, лишь местами ароматично-метановая. Главное место в ней занимает бензиновая фракция, наибольшая концентрация которой зафиксирована в углеводородах южной прибортовой зоны (до 70-90%). В них почти отсутствуют смолистые вещества и парафины. Содержание серы незначительное.

Нефти по своим физико-химическим свойствам, а также групповым, углеводородным и фракционным составом достаточно разнообразны. Количество растворенного в них газа изменяется от 20 до 350 куб. м/ куб. м. Большинство изученных нефтяных залежей (77%) залегают на глубинах более 3000 м. Плотность нефти составляет 650-990 кг/куб. м. Содержание серы 0,02-0,63%, парафинов 1-4%. Наблюдается закономерное увеличение насыщения нефти парафином с глубиной. Содержание асфальтово-смолистых компонентов чаще колеблется в пределах 3-16%. По групповому составу нефть региона относится к метаново-нафтеновому, нафтеново-ароматичному, ароматичному или чаще нафтеново-метановому типу.

Гидрогеологические условия нефтегазоносной области ДДВ характеризуются следующими закономерностями. В разрезе впадины выделяется два гидрогеологических (гидродинамических) этажа. Верхний этаж, включающий водоносные горизонты кайнозоя и мела, повсеместно, а более древние образования (юра, триас, местами карбон) только в периферических частях бассейна на глубинах от 200-300 и до 1000-1200 м, характеризуются артезианской циркуляцией инфильтрогенных, преимущественно пресных вод с газами атмосферного генезиса. Этаж включает две гидродинамические зоны - активного (кайнозой, верхний мел) й замедленного (сеноман-нижний мел и юра) водообмена и соответствует зоне гипергенеза.

Промышленные залежи углеводородов в этом этаже впадины неизвестны. Здесь иногда встречаются только небольшие нефтегазопроявления в очагах восходящей разгрузки из горизонтов нижнего этажа, связанные с соляными куполами и тектоническими нарушениями.