23183 (653407), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Районирование Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области базируется на особенностях геологического строения, развития разных типов локальных структур, пространственного размещения залежей и месторождений углеводородов, их фазового состояния, продуктивности комплексов и т.д. По этим критериям выделено 15 нефтегазоносных районов с разным уровнем разведанных запасов, перспективных ресурсов, изученности и освоенности недр (Атлас, 1998).
Черниговско-Брагинский перспективный район пока не имеет открытых месторождений. Он включает все зоны одноименного выступа в прогибе и протягивается до границы с Припятским грабеном (впадиной), который размещается между Лоевско-Брагинским и Кошелевским выступами. В его пределах возможно открытие мелких нефтяных месторождений в прибортовых зонах, где в процессе бурения наблюдались прямые проявления углеводородов.
Монастыришенско-Софиевский нефтеносный район от предыдущего отличается существенным возрастанием мощности каменноугольных отложений, в которых открыты промышленные скопления нефти в среднекаменноуголыюм, верхневизейском и нижневизейско-турнейском комплексах. Здесь распространены структуры, формирование которых обусловлено галокинезом. Мелкие нефтяные месторождения связаны преимущественно с небольшими антиклинальными поднятиями. Степень разведанности его ресурсов 26%.
Талалаевско-Рыбальский нефтегазоносный район имеет высокую плотность разведанных ресурсов. В нем доказана промышленная нефтегазоносность от юрских до девонских образований. Открыты залежи углеводородов на значительных глубинах: газоконденсата - 5600 м (Степовое месторождение), нефти -более 5000 м (Суховское месторождении). Значительное количество поднятий связано с соляной тектоникой. В результате оттока соли в этих поднятиях образовались компенсационные мульды (Дмитриевская, Бобрицкая, Синявская и др.). где в дальнейшем возможны открытия новых месторождений. Степень разведанности ресурсов около 58%.
Глинско-Солоховский газонефтеносный район имеет наибольшие неразведанные ресурсы. В нем размещается наиболее глубокая залежь газоконденсата (Перевозовское месторождение, 6300 м). В составе района находятся обширные соляные валы, каждый из которых имеет по несколько месторождений. Отличается разнообразием типов залежей, а также наибольшими разведанными запасами нефти. Большая мощность нефтегазоносных отложений нижнего карбона, которые залегают на глубинах до 7000 м, делает эту площадь наиболее перспективной для поисков новых месторождений. Степень разведанности около 49%.
Антоновско-Белоцерковский нефтегазоносный район по объему неразведанных ресурсов занимает одно из последних мест. Поисковыми работами оценен практически весь фонд антиклинальных структур, а также моноклинальные склоны Белоцерковского выступа. В результате здесь открыто лишь два мелкие месторождения. Дальнейшие перспективы связываются с нетрадиционными ловушками. Степень разведанности 2%.
Рябухинско-Североголубовский газоносный район включает одну из крупнейших моноклиналей ДДВ - Змиевскую. В его пределах установлена продуктивность среднекаменноугольных, серпуховских и верхневизейских отложений. Район характеризуется ограниченным количеством сквозных антиклинальных поднятий, поэтому реализация неразведанных ресурсов связывается с погребенными складками кисовского и коломакского типа или с неантиклинальными ловушками, подобными шуринской. Степень разведанности около 8%.
Машевско-Шебелинский газоносный район расположен в погруженной части впадины, где находятся наибольшие газоконденсатные месторождения. Они приурочены к межкупольным погребенным структурам в отложениях нижней перми-верхнего карбона. Пластовая каменная соль краматорской свиты вместе с диапировой франского яруса образуют здесь грибовидные тела, под которыми в массивно-пластовых ловушках сформировались крупные залежи газоконденсата. Структуры этого типа оценены поисковым бурением. Дальнейшее наращивание разведанных запасов связывается с открытием приштоковых залежей, аналогичных по строению скоплениям углеводородов Котляровского месторождения, а также залежей в неантиклинальных ловушках на склонах структурных валов. Степень разведанности более 88%.
Руденковско-Пролетарский нефтегазоносный район отличается от соседнего Антоновско-Белоцерковского высокими перспективами и широким стратиграфическим диапазоном продуктивных отложений от юрского до турнейского возраста включительно. Исключением являются породы верхнекаменноугольно-нижнепермского комплекса, в значительной степени редуцированные предмезозойским перерывом в осадконакоплении. Преобладающее большинство месторождений расположено в пределах Зачепиловско-Левенцовского вала вдоль южного краевого разлома. Степень разведанности 43,5%.
Октябрьско-Лозовской перспективный район является продолжением предыдущего, но существенно отличается от него по геологическому строению. Он включает одну из наибольших в регионе структур третьего порядка - Лозовскую моноклиналь. Несмотря на многочисленные сейсмические исследования, в районе не найдено ни одного локального поднятия. Вместе с тем, здесь закартировано значительное количество несогласных сбросов, которые являются надежными экранами для многих залежей северной прибортовой зоны ДДВ. Это позволяет прогнозировать открытие в пределах моноклинали залежей, аналогичных тем, что найдены на территории Змиевской.
Спиваковский газоносный район, расположен на территории, где установлена многокилометровая толща карбона. На размеры запасов углеводородов негативно влияет непосредственное соседство складчатого Донбасса с его активными тектоническими и эпигенетическими процессами. Вместе с тем открытые здесь месторождения газоконденсата свидетельствуют о реальной возможности существования промышленных скоплений углеводородов, связанных как с традиционными, так и нетрадиционными ловушками. Степень разведанности 2,6%.
Кальмиус-Бахмутский газоносный район охватывает площадь двух одноименных котловин и их склонов, на восток от которых начинается складчатый Донбасс. До открытия небольшого Лаврентиевского газоконденсатного месторождения этот район считался малоперспективным. Ввиду очень сложных сейсмогеологических условий подготовка поисковых объектов ведется замедленно. Поэтому дальнейшая промышленная оценка территории в значительной степени зависит от методики проведенной сейсморазведки. Степень ее разведанности менее 1%.
Северный борт — это нефтегазоносный район, расположенный за пределами грабена, где отсутствуют хемогенные и галогенные образования нижней перми, а также хорошо выражены складки северо-западного простирания. Для него характерны небольшие мощности осадочного чехла, который не превышает 3,5-4 км. Открытие Владимировского, Хухрянского, Скворцовского и других месторождений доказали промышленную нефтегазоносность района. Здесь впервые подтвердился прогноз перспективности образований кристаллического фундамента, хотя методика выявления и подготовки для поисков таких объектов, а также их разведки еще не разработана. Поэтому дальнейшая промысловая оценка этой территории будет осуществляться в основном для отложений среднего и нижнего карбона, а также верхней части разреза кристаллического фундамента. Степень разведанности начальных ресурсов около 18%.
Южный борт - перспективный район, который пока не получил количественной оценки ресурсов. От северного он отличается небольшими мощностями каменноугольных отложений, дислоцированностью и мощностью мезокайнозойских толщ, обеспечивающих закрытость недр. Здесь есть не меньшие, чем на северном борту, основания ожидать открытие углеводородов в образованиях кристаллического фундамента.
Краснорецкий газоносный район является площадью северных окраин Донбасса, хотя по нефтегазогеологическому районированию входит в состав рассматриваемой области. В тектоническом отношении это переходная зона от складчатого Донбасса к склону Воронежской антеклизы. Она расчленена системой сбросов субширотного простирания, к которым вплотную прилегает цепь вытянутых конседиментационных складок со срезанными северными крыльями. Пока что здесь установлена промышленная газоносность лишь среднего карбона. Однако прямые признаки газоносности получены из серпуховских отложений Муратовской структуры. Степень разведанности начальных ресурсов более 25%.
Лисичанский перспективный район расположен в зоне мелкой складчатости Донбасса. Треть его площади перекрыта маломощным мезокайнозойским чехлом. На остальной площади каменноугольная система выходит на дневную поверхность. В районе широко развита система надвигов, под которыми прогнозируются скопления газа. Вероятность их существования подтверждается метановым составом растворенного в подземных водах газа и интенсивными газопроявлениями в горных выработках угольных шахт.
Самостоятельной большой проблемой является оценка промышленной газоносности открытого складчатого Донбасса. Она будет рассмотрена позднее. Для более полного понимания нефтегазоносности региона будет очень кратко охарактеризована лишь небольшая группа типичных или наиболее выразительных его месторождений.
Характеристика главнейших месторождений.
Гадячское газоконденсатное месторождение. Расположено в Гадячском районе Полтавской области; входит в состав Талалаевско-Рыбальского НГР. Приурочено к центральной части приосевой зоны ДДВ. Для поисков было подготовлено в 1970 г.; в 1972 г. взято на Государственный баланс, а разведочные работы прекращены в 1978 г. Газовые залежи, залегающие на глубине 4515-4709 м, приурочены к песчаникам визейского яруса. Разработка начата с 1975 г.; с 1994 г. находится в консервации.
Гнединцевское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в при-осевой части впадины, западной части Глинско-Солоховского нефтегазоносной) района. Приурочено к брахиантиклинальной складке, в нижнепермских и верхне каменноугольных отложениях которой выявлена залежь нефти. Залежь сводовая массивно-пластовая с общим начальным ВНК на абсолютной отметке -1623,5 Продуктивные горизонты представлены песчаниками, гравелитами и алевролитами. Покрышкой для залежи являются глины пересажской свиты мощностью около 100 м. Нефти легкие (802-840 кг/куб. м), недонасыщенные газом с очень высоким содержанием гомологов метана Месторождение открыто в 1959 г., добыча нефти начата в 1961, а газа в 1972 г.; залежь в основном выработана. В нижнем карбоне выявлены газоконденсатные залежи в песчаниках визейского и турнейского ярусов (1972). Типы их сводовые пластовые и массивно-пластовые с элементами литологического экранирования.
Дружелюбовское нефтегазоконденсатное месторождение находится в северной прибортовой зоне впадины. Рябухинско-Североголубовском НГР. Выявлено по данным сейсморазведки (1972); в 1975 г. получен промышленный приток газа, с 1979 г. введено в эксплуатацию. Поднятие представляет собой погребенную палеозойскую брахиантиклинальную складку, осложненную продольным и поперечным сбросами. Размеры поднятия по горизонту Б-3 составляют 5,5×2,5 км, амплитуда его - до 100 м. Промышленно-нефтегазоносные отложения среднего карбона (6 горизонтов). Залежи пластового сводового типа ненарушенные, режим водонапорный. Пластовые давления близки к гидростатическим. Газы метановые, конденсаты метаново-нафтенового состава, нефть легкая метаново-нафтенового состава.
Кобзевское газоконденсатное месторождение расположено в Красноградском и Кегичевском районах Харьковской области, в пределах Кобзевско-Мечебиловского антиклинального вала. Размеры складки 13×6 км по изогипсе -6750 м, высота 250 м. Открыто в 2002 г.; с 2003 г. введено в опытно-промышленную разработку. Залежи выявлены в картамышской свите (3 горизонта) и верхнем карбоне; интервал газоносности 3200-3600 м. Перспективным считается московский и касимовский ярусы среднего карбона (глубины 5800-6300 м). Месторождение относится к категории средних; пока его структура изучена не полностью.
Краснопоповское газовое месторождение приурочено к зоне мелкой складчатости Донбасса. Изучение площади начато в 1939 г. С 1959 г. проводилось структурно-поисковое бурение, в 1961 г. получен промышленный приток газа из каменноугольных отложений. По триасу поднятие представлено брахиантиклинальной складкой северо-западного простирания с двумя сводами; ее протяженность 16 км, ширина 4-6 км. Структура разбита серией нарушений (Северодонецкий надвиг, Краснорецкий взброс). Промышленно-газоносны отложения триаса, московского и башкирского ярусов (4 горизонта). Пластовые давления близки к гидростатическим, газ метановый. Месторождение введено в разработку в 1965 г., а с конца 1980-х находится в консервации. В выработанной залежи триаса создано ПХГ.
Крестищенское (Западно-Крестищенское) газоконденсагное месторождение находится в приосевой зоне впадины, в Машевско-Шебелинском газоносном районе. Приурочено к одноименному поднятию, входящему в состав структур линейной вытянутой валообразной антиклинальной зоны. Начатые здесь сейсмо-разведочные работы и картировочное бурение вскрыли в 1952 г. Крестищенское солянокупольное поднятие, затем Западно-Крестищенскую структуру (1961), в которой в 1968 г. открыто месторождение и с 1970 г. начата его разработка. По кровле продуктивных верхнекаменноугольных отложений поднятие представляет собой погребенную межкупольную асимметричную брахиантиклинальную складку субширотного простирания, осложненную на западе Белуховским, а на востоке Крестищенским соляными штоками. Размеры складки 11x6,8 км, общая высота около 800 м. Структурный план мезозоя не соответствует таковому палеозойских толщ. На месторождении установлена единая массивно-пластовая газоконденсатная залежь в отложениях мелиховской толщи нижней перми, араукаритовой и авиловской свит верхнего карбона (6 горизонтов). Общий этаж газоносности составляет 1200 м. Газ в основном метановый; содержит также конденсат.
Машевское газоконденсатное месторождение расположено в 20 км от Полтавы, входит в состав Машевско-Шебелинского нефтегазоносного района. Приурочено к брахиантиклинальной складке северо-западного простирания, размеры которой 10,5x4,5 км и амплитуда 900 м. Разведанный этаж газоносности составляет более 1000 м. Основные залежи, прилежащие к соляному штоку, размещены в верхнем карбоне; они принадлежат к типу пластовых, экранированных солью. Газы всех продуктивных горизонтов сходны; содержание метана в них 86-95%.
Прилукское нефтяное месторождение расположено в Черниговской области, в 12 км от г. Прилуки. Приурочено к южной прибортовой зоне западной части ДДВ. Поднятие геофизическими методами было выявлено в 1951-54 гг. и подтверждено структурным бурением в 1958-60 гг. В его геологическом строении принимают участие подсолевые карбонатно-терригенные отложения верхнего девона, всего карбона мезозоя и палеогена. Представлено брахиантиклинальной криптодиапировой складкой субмеридионального простирания, разбитой системой разломов; размеры ее 4,5×3,5 км, амплитуда 300 м. Нефтяные залежи приурочены к башкирско-визейским отложениям, залегающим на глубине 1496-1845 м; тип их сводовый, пластовый, тектонически экранированный. Разработка начата с 1961 г.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
