23183 (653407), страница 2
Текст из файла (страница 2)
Нижний гидрогеологический этаж в центральной части ДДВ располагается под бат-байосским региональным флюидоупором. К периферии его кровля перемещается в триас, карбон, а затем он полностью выклинивается в осадочном чехле на бортах впадины при глубине залегания фундамента около 1000 м. В нижнем этаже также выделяются две гидродинамические зоны. Верхняя открытая зона, соответствующая зоне начального катагенеза, развита до глубин 4-5 км (на окраинах Донбасса меньше). Она характеризуется гидродинамическим режимом, близким к застойному. Отсутствие широкого латерального перемещения подземных вод подтверждается горизонтальным положением контактов газ-вода и нефть-вода. В данной зоне развиты седиментогенные рассолы от весьма слабых до весьма крепких, происхождение которых связывается с захоронением и метаморфизацией вод древних бассейнов седиментации различной солености, в основном рапы ран-непермских и девонских эвапоритовых бассейнов.
К верхней зоне нижнего этажа приурочено абсолютное большинство выявленных в регионе залежей нефти и газа. В преимущественно красноцветном нижнепермско-верхнекаменноугольном комплексе залежи существуют на региональном фоне азотных водорастворенных газов и окружены углеводородными ореолами рассеяния газов из залежей, что отражает их формирование в результате восходящей миграции углеводородов из нижележащих комплексов. В сероцветных комплексах среднего и нижнего карбона в данной зоне регионально развиты углеводородные водорастворенные газы с высокой (местами предельной) степенью газонасыщенности.
Нижняя закрытая зона нижнего гидрогеологического этажа соответствует зоне глубинного катагенеза и развита на глубинах более 4-5 км (на окраинах Донбасса выше) в зоне пластовых температур более 120 "С. Она располагается под ка-тагенетическим флюидоупором, представленным сильно уплотненными и сцементированными породами. Кровля зоны в северо-западном направлении и к бортам последовательно перемещается из среднего в нижний карбон и девон; а затем полностью выклинивается в осадочном чехле. Для данной зоны характерно спорадическое развитие замкнутых и ограниченных по размерам природных резервуаров, представляющих термодегидратационные системы со сверхгидростатическими пластовыми давлениями, разгрузка флюидов из которых периодически происходит в вышележащую зону по раскрывающимся тектоническим нарушениям. В настоящее время в данной зоне выявлено небольшое количество промышленных залежей (Березовское, Степовое) и отмечено большое количество газоводопроявлений. Воды здесь седиментогенные и литогенные с относительно пониженной минерализацией (70-150 г/л). Состав газов углеводородный, метановый с повышенным содержанием углекислоты и метаново-утлекислый.
Пластовые давления в большинстве залежей нефти и газа, приуроченных к верхней открытой гидродинамической зоне нижнего этажа, имеют гидростатическую природу. В водоносных горизонтах и на контактах газ-вода и нефть-вода пластовые давления соответствуют региональным гидростатическим с коэффициентом пластового давления (коэффициентом аномальности), изменяющимся в пределах 1,03-1,12. В залежах пластового типа, имеющих обычно небольшую высоту, избыточные пластовые давления, возникающие в верхних частях залежей вследствие разницы плотностей воды и углеводородного флюида, мало отличаются от регионального гидростатического. Коэффициент пластового давления здесь обычно 1,05-1,15.
В массивно-пластовых газоконденсатных залежах комплекса нижней перми-верхнего карбона юго-востока ДДВ, имеющих большую высоту (до 1 ООО м и более) в верхних частях залежей возникают большие избыточные пластовые давления, намного превышающие региональные гидростатические (Шебелинское, Крестищенское и др.). Коэффициент пластового давления достигает значений 1,4-1,8 на глубинах 1300-2800 м и пластовые давления становятся аномально высокими (АВПД). На газо-водяных контактах этих залежей пластовые давления соответствуют региональным гидростатическим.
В нижней закрытой зоне нижнего гидрогеологического этажа в замкнутых газоводоносных резервуарах на глубинах более 4-5 км встречены сверхгидростатические пластовые давления (СГПД), которые по величине также являются аномально высокими с коэффициентом аномальности от 1,2 до 2-2,1. Сверхгидростатические пластовые давления с коэффициентом аномальности 1,5-2,04 на глубинах 1900-2800 м встречены также в изолированных внутрисолевых карбонатных резервуарах нижнепермской хемогенной толщи на юго-востоке ДЦВ (Мелиховское, Кегичевское, Медведовское месторождения).
Коллекторы нефти и газа были и остаются предметом детального изучения. При проведении региональных и поисково-разведочных работ объектом изучения были, прежде всего, терригенные коллекторы. Именно в них сосредоточена преобладающая часть открытых залежей. Коллекторские свойства карбонатных пород изучены значительно слабее. На ёмкостно-фильтрационные характеристики терригенных пород до глубин 3500-4000 м существенно влияют условия седиментации. Для всех литолого-стратиграфических комплексов закономерным является то, что при их погружении ухудшаются коллекторские свойства песчано-алевролитовых образований. Чем меньшее в них содержание глинистого цемента, тем лучше сохраняются функции коллектора на больших глубинах.
Терригенные породы девонского нефтегазоносного комплекса характеризуются значительным содержанием глинистого цемента (до 20-35%), поэтому первичнопористые коллекторы даже на небольших глубинах относятся к V-VI классам с эффективной пористостью до 6%. Для всех песчаных горизонтов карбона установлена единая закономерность в смене коллекторских свойств на территории впадины: от бортов к приосевой зоне, а также с северо-запада на юго-восток они ухудшаются вследствие уплотнения и возрастания глинистости. Общее содержание песчаников в разрезе турнейского и визейского ярусов в тех же направлениях уменьшаются (от 30-50 до 10-20%), а мощность отдельных пластов составляет от 5-40 до 2-15 м.
К среднему классу (II, III) относятся коллекторы северо-западной части региона. В пограничных с Донбассом зонах, где отложения погружаются на большие глубины, в разрезах доминируют коллекторы более низких классов (IV, V). В депрессиях центральной и юго-восточной частей впадины в визейских и серпуховских терригенных породах преобладают коллекторы низких классов (V и VI) с эффективной пористостью 1-6%. В приосевой же зоне эти самые породы среднего, верхнего карбона и перми на глубинах до 3-3,5 км не претерпели значительного уплотнения и имеют довольно высокие коллекторские свойства. Например, песчаные продуктивные пласты араукаритовой, картамышской и мелиховской свит Шебелинского месторождения имеют высокую эффективную пористость (19-22%). В первичнопористых терригенных породах, погруженных на глубины более 5 км, фильтрационно-ёмкостные свойства ухудшаются вследствие региональных эпигенетических изменений.
Поиски скоплений углеводородов в карбонатных породах еще не приобрели в регионе нужного масштаба; однако открытые месторождения и прогнозные объекты дают основания для положительной их оценки. Первая залежь газа, связанная с карбонатными рифогенными телами никитовской свиты, была открыта в пределах Леляковской структуры. Их эффективная пористость составляет 25-30%. С карбонатами визейского и турнейского возраста связаны резервуары ряда месторождений. Резервуар такого типа содержит 94% разведанных запасов газоконденсата Богатойского месторождения.
Флюидоупоры. или покрышки в пределах впадины разделяются на региональные, зональные и локальные покрышки. По вещественному составу это преимущественно глинистые или хемогенные отложения, реже карбонатные или вулканогенные породы.
Девонскими региональными флюидоупорами наивысшего класса являются евлановско-ливенская (нижняя) и данковско-лебедянская (верхняя) соленосные толщи, максимальные мощности которых достигают 1900 и 300 м соответственно. К числу зональных могут быть отнесены глинистая «каолиновая» толща, перекрывающая нижнюю часть надсолевого девона, лиманская (бельская) глинистая толща и руденковские (верхнефаменские) глинистые пачки. Турнейскими и нижневизейскими региональными и зональными флюидоупорами являются малевская глинистая толща (30-220 м), известняково-глинистые пачки козелевского горизонта (30-210 м), глинисто-карбонатные толщи нижнего визе (до 150-200 м), глинистые пачки верхнего визе, нижнесерпуховские глинистые покрышки (до 150 м), верхнесерпуховская толща глин, среднекаменноугольные глинистые пачки (до 150 м) и локальные верхнекаменноугольные флюидоупоры.несогласные сбросы. В последнее время особое значение приобретают литологически экранированные залежи. Площади залежей колеблются от одного до 270 кв. км (Шебелинское месторождение).
Характерным типом залежей в ДДВ являются массивно-пластовые сводовые, впервые выделенные именно в этом регионе (Б. С. Воробьев, 1962). Этот тип залежей широко развит в нижнепермско-верхнекаменноугольных и нижневизейско-турнейских комплексах. К ним относятся крупнейшие газовые (Шебелинское, Крестищенское и др.) и нефтяные (Леляковское, Гнединцевское) залежи. В хемогенной толще нижней перми и других комплексах известны литологически ограниченные залежи. Перспективными являются залежи в биогермных ловушках.
Количество залежей в пределах одного месторождения может колебаться в широком диапазоне. В регионе насчитывается 60 однозалежных месторождений, среди которых три газовых, 15 нефтяных, 40 газоконденсатных. Многозалежные месторождения могут насчитывать десятки залежей углеводородов. Они образуют почти непрерывный продуктивный разрез от мезозоя до нижнего карбона, а иногда и девона. Этаж нефтегазоносноcти достигает на Качановском и Рыбальском месторождениях 2000 и 2300 м соответственно. Большую высоту могут иметь и некоторые скопления углеводородов, связанные с массивно-пластовыми ловушками (1180 м для Шебелинского месторождения). В пределах одной площади могут встречаться залежи разных типов. Например, в Глинско-Розбышевском месторождении есть пластовые и массивно-пластовые залежи, а в Юльевском - пластовые в осадочном чехле и зональные в кристаллическом фундаменте.
Нефтегазоносные комплексы ДДВ.
Нефтегазоносные продуктивные комплексы выделяются в области по не-фтегазонасыщенным и экранирующим толщам разрезов. Они различны по своему площадному распространению и значимости. Здесь принято обособлять следующие нефтегазоносные комплексы.
Мезозойский комплекс включает 11 залежей нефти и газа в толщах юры и триаса. Он характеризуется локальной нефтегазоносностью, установленной для 9 месторождений с общими запасами 1,5% от суммарных. Практическое значение его выявления имело место лишь в начале освоения региона. Дальнейшее наращивание запасов нефти и газа с ним не связывается.
Верхнекаменноугольно-пермский комплекс с 45 залежами 26 месторождений, где сосредоточено 56,6% разведанных запасов газа и 38,7% нефти имеет субрегиональное распространение. Он лучше всего изучен бурением. Возможность наращивания запасов за его счет незначительна, поскольку фонд дополнительных замкнутых поднятий практически исчерпан. Тем не менее, именно в этих отложениях заключены основные запасы недавно открытого Кобзевского месторождения. Дальнейшие перспективы можно связывать лишь с приштоковыми залежами (подобными Котляровскому месторождению). Потенциальные ресурсы разведаны более чем на 90%.
Срелнекаменноугольный комплекс со 165 залежами (более 5% разведанных запасов углеводородов) по характеру распространения является субрегиональным. С ним прогнозируется открытие значительных по запасам месторождений. Поисковые работы ведутся попутно при оценке продуктивности толщ нижнего карбона.
Серпуховским комплекс со 164 залежами 68 месторождений (8,3% разведанных запасов) по своим характеристикам является субрегиональным. Отличается высоким уровнем разведанное начальных ресурсов (более 30%). Прогнозная оценка его нефтегазоносное достаточно высока, особенно в связи с открытием газоконденсатных залежей Котелевско-Березовской группы месторождений.
Верхневизейский комплекс с 332 залежами 119 месторождений (26,4% разведанных запасов углеводородов) является регионально распространенным. По своим потенциальным возможностям занимает ведущее место, несмотря на то, что почти половина его начальных ресурсов получила промышленную оценку. Именно с ним связано большинство открытых залежей неантиклинального типа.
Турнейско-нижневизейский комплекс с 83 залежами 70 месторождений (9,4% разведанных запасов) является регионально распространенным. По потенциальным возможностям занимает второе место. Характеризуется наличием вторичнопоровых терригенных и тре:щиноватых карбонатных коллекторов (Яблуновское, Багатойское и др. месторождения). От предыдущего комплекса отделяется субрегиональным флюидоупором. Отличается от него большой литологической расчлененностью, невыдержанностью глинистых прослоев в мощных толщах пород-коллекторов, что обусловливает вероятность образования в нем массивно-пластовых залежей.
Девонский комплекс имеет залежи промышленного значения лишь в 8 месторождениях, где сосредоточено менее 1% разведанных запасов региона. Хотя в нем есть флюидоупоры высшего класса, по характеру латерального распространения рассматривается как субрегиональный. Уровень потенциальных возможностей комплекса в течение всего времени его изучения существенно колебался и не исключено, что текущие и будущие поисковые работу смогут существенно повлиять на повышение его оценки.
В докембрийском комплексе с четырьмя залежами двух месторождений содержится чуть больше 0,5% разведанных запасов углеводородов. Открытие Хухрянского (1985) и Юльевского (1987) месторождений имело принципиальное значение. Оно не только подтвердило наличие промышленных скоплений углеводородов в кристаллических образованиях, но и существенно расширило территорию поисков в палеозое.
Районирование Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
