|
НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ
ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЧНИХ НАУК
Стрижак Василь Павлович
УДК 551.243.12:553.98.041(477.5)
ГЕОЛОГІЧНА БУДОВА ЦЕНТРАЛЬНОЇ ЧАСТИНИ
ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОГО РИФТОГЕНУ ТА ЇЇ НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ
Спеціальність 04.00.01 – Загальна та регіональна геологія
АВТОРЕФЕРАТ
дисертації на здобуття наукового ступеня
кандидата геологічних наук
Київ – 2003
Дисертацією є рукопис
Робота виконана в Інституті геологічних наук НАН України
Науковий керівник: член-кореспондент НАН України, доктор геолого-мінералогічних наук, професор
Гавриш Володимир Костянтинович,
Інститут геологічних наук НАН України, головний науковий співробітник відділу геології нафти і газу
Офіційні опоненти: доктор геологічних наук,
Рослий Іван Степанович,
Український державний геологорозвідувальний інституту Чернігівське відділення
завідувач сектору регіональних робіт
кандидат геолого-мінералогічних наук
Курилюк Лев Васильович,
НАК "Надра України"
начальник управління геології та буріння свердловин
Провідна установа: Київський національний університет ім. Тараса Шевченка, геологічний факультет, кафедра загальної та історичної геології, Міністерство освіти та науки України, м. Київ
Захист відбудеться "_10_" _червня_____2003р. о _10_ годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 26.162.02 в Інституті геологічних наук НАН України за адресою: Україна, 01054, м. Київ, вул. О.Гончара, 55б.
З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці Інституту геологічних наук НАН України (Україна, 01054, м. Київ, вул. О.Гончара, 55б)
Автореферат розісланий "_8__" _травня_ 2003р.
Вчений секретар спеціалізованої вченої ради
кандидат геолого-мінералогічних наук Пономаренко Г.С.
ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ
Актуальність теми. Багатопланові геологічні та геофізичні дослідження, проведені у Дніпровсько-Донецькому рифтогені (ДДР), результати буріння понад 5000 глибоких свердловин свідчать про унікальність цієї структури у вивченні геологічної будови, тектоніки, механізмів формування глибинних розломів та розривів у осадовому чохлі і кристалічному фундаменті.
Високий ступінь геолого-геофізичної вивченості регіону і сучасний стан його ресурсної бази висуває на перший план питання пошуку і розробки нових шляхів її підвищення. Важливим аспектом пізнання процесів нафтогазонакопичення є уточнення геологічної будови ДДР з урахуванням переривисто-неперервного характеру блоково тектонічних рухів, які поступово формували блокову структуру його території та надійність обґрунтування.
Одним з пріоритетних районів ДДР з точки зору потенційних можливостей у нарощуванні вуглеводневої сировини є його центральна частина, де, незважаючи на численні родовища нафти і газу, визначена найбільша щільність нерозвіданих ресурсів вуглеводнів (ВВ). Тому виділення автором у цій частині низки нафтогазоперспективних об’єктів на основі проведених досліджень становитиме суттєвий резерв їх освоєння. Застосування поряд з традиційними нетрадиційних підходів і методик оцінки вуглеводневої ресурсної бази регіону є актуальним з точки зору уточнення як величини ресурсів, так і їх достовірності. Виконані дослідження загалом сприятимуть підвищенню ефективності геологорозвідувальних робіт у ДДР та визначенню його енергетичного потенціалу.
Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Результати експериментальних та теоретичних досліджень, які стали базовими для дисертаційної роботи, пов’язані з науково-дослідними роботами, що виконувалися дисертантом у відділі геології нафти та газу Інституту геологічних наук НАН України і в секторі кількісної оцінки прогнозних ресурсів Чернігівського відділення УкрДГРІ. “Виконати аналіз результатів робіт, прогноз нафтогазоносності та обґрунтувати напрямки геологорозвідувальних робіт в Україні”. № Держреєстрацiї У98-104/4. "Палеоструктурно-геологiчнi особливостi розвитку рифтогенних регiонiв України i прогнозування комбiнованих нафтогазоносних пасток" № Держреєстрацiї 0198U003895. “Геологічні особливості скупчень нафтогазоперспективних об’єктів ДДЗ на основі аналізу розломно-блокової тектоніки та палеоструктурних побудов” розділ 2 “Палеоструктурно-геологıчна карта докам'яновугıльних відкладів від підошви девонського структурно-сейсмічного комплексу з розміщенням різнорангових розломів та перспектив нафтогазоносності Дніпровсько-Донецького рифтогену” № Держреєстрацiї 0101U000890. “Обґрунтувати напрямки і плани ГГР на основі комплексної оцінки перспектив та аналізу фонду структур (об’єктів) нафтогазоносних регіонів України”. № Держреєстрацiї 0100U003903. У всіх роботах автор брав участь в написані окремих розділів та глав.
Мета і завдання дослідження. Об'єктом дослідження є геологічна будова ДДР, блокова тектоніка та її зв'язок з нафтогазоносністю. Предметом дослідження є геологічна будова та тектонічний розвиток блоків центральної частини Дніпровсько-Донецького рифтогену у зв’язку з їх нафтогазоносністю. Метою роботи є вивчення геологічної будови центральної частини Дніпровсько-Донецького рифтогену, геолого-математичний аналіз зв’язку геологічних параметрів з нафтогазоносністю, обґрунтування перспектив нафтогазоносності даної території, переоцінка ресурсної бази на основі отриманих результатів. Для досягнення поставленої мети вирішувалися такі завдання: узагальнення геологічних і геофізичних матеріалів та детальне вивчення на їх основі геологічної будови нафтогазоносних комплексів центральної частини ДДР; виділення поздовжніх та поперечних тектонічних блоків; оцінка зв’язку визначених геологічних критеріїв з нафтогазоносністю в межах тектонічних блоків; виділення нафтоперспективних об’єктів; використання традиційної та ймовірностної методик підрахунку запасів ВВ досліджуваної території.
Методи дослідження. При дослідженні геологічної будови, тектоніки та вивченні нафтогазоносності тектонічних елементів центральної частини ДДР застосовувалися методи палеоструктурно-геологiчних реконструкцiй. Для цього були використані регiональнi профiлi (РП) МСГТ(метод спільної глибинної точки) і дані буріння глибоких свердловин, геологічні, промислово-геофізичні й iншi матерiали. Застосовувалась також методика геолого-математичного аналізу та методичні розробки для кількісної оцінки прогнозних ресурсів нафти та газу - як традиційні, так і ймовірносні.
Наукова новизна одержаних результатів. Наукова новизна роботи полягає у наступному: детально вивчена геологічна будова і розломно-блокова тектоніка, складені карти і розрізи в межах Центральної брили ДДР та детальнізовані диз’юнктивні деформації, які створили систему грабенів та горстів і по-різному проявлялися на рифтовому і пострифтовому геотектонічних етапах розвитку ДДР; проведене уточнення положення як поперечних так і поздовжніх глибинних розломів та вивчений їх вплив на різнорангові тектонічні блоки; виконана оцінка перспектив нафтогазоносності Центральної брили; ресурси ВВ у межах території досліджень оцінені на якісно новому методичному рівні, пов’язаному з ймовірносними методами оцінки.
Наукові положення, що захищаються:
1. Район центральної частини Дніпровсько-Донецького рифтогену є складною геологічною структурою, в якій важливе значення відігравала розломно-блокова тектоніка. На основі проведених автором досліджень виділено Центральну брилу ДДР, ускладнену тектонічними порушеннями, вісім мезоблоків різних напрямків та розмірів і 19 локальних блоків.
2. Для району досліджень деталізовано структурно-тектонічну будову блоків та встановлено зв'язок їх нафтогазоносності з геологічними ознаками, які обумовлюють генерацію, міграцію, акумуляцію та збереження ВВ по п'яти продуктивних комплексах, що у практичному плані розглядаються як критерії пошуку нових покладів вуглеводнів.
3. За результатами впровадження адаптованої автором до умов ДДР методики вперше для регіону виконана ймовірносна оцінка ресурсів району досліджень та уточнені їх об'єми на основі удосконалених методик підрахунку. Проведено переоцінку нерозвіданих ресурсів ВВ. На основі зонального та локального вивчення структурних особливостей району визначені об’єкти і напрямки подальших геологорозвідувальних робіт на нафту та газ.
Практичне та теоретичне значення одержаних результатів. Теоретичне значення проведених досліджень полягає у детальному вивченні геологічної будови, вивченні розломно-блокової тектоніки рифтогену та його геотектонічного розвитку, як необхідної передумови для розуміння процесів, що спричинили формування рифтогену та впливали на умови накопичення осадових відкладів і утворення в них вуглеводнів. Практичне значення роботи полягає в тому, що дослідження геолого-геофізичних даних по більше, ніж 300 глибоких свердловинах, пробурених на даній території, та вивчення 23 регiональних профiлiв МСГТ дозволили уточнити положення поздовжнiх рифтових i поперечних дорифтових глибинних i корових розломiв, що в свою чергу сприяло видiленню i вiдокремленню поперечних i поздовжнiх частин тектонiчних зон. По цих тектонічних зонах проведений геолого-математичний аналіз зв’язку ряду геологічних ознак з нафтогазоносністю. Показано наявність у турнейсько-нижньовізейському та верхньовізейському нафтогазоносних комплексах ДДР сингенетичних скупчень вуглеводнів, а у периферійних зонах - міграційних або комбінованих (сингенетичних – міграційних). У серпуховському, середньокам’яновугільному, нижньопермсько-верхньокам’яновугільному продуктивних комплексах поклади ВВ знаходяться у вторинному заляганні - утворилися за рахунок вертикальної міграції ВВ з відкладів, що залягають нижче. Загалом три останніх комплекси характеризуються тут відсутністю власного генеруючого потенціалу порід.
Виділення тектонічних блоків та вивчення характеру їх розвитку і взаємодії та впливу на нафтогазоносність дозволить більш ефективно підходити до пошуково-розвідувального процесу, що в кінцевому рахунку вплине на збільшення видобутку нафти і газу в Україні. Виконана оцінка ресурсів ВВ на основі удосконалених методик підрахунку в межах досліджуваної території сприяла їх уточненню і підвищенню достовірності. В результаті досліджень побудовані палеоструктурно-геологiчна карта докам'яновугiльних вiдкладiв та карта тектонічних блоків Центральної брили ДДР. Результати роботи були передані Державній геологічній службі Мінекоресурсів України, виробничим підприємствам ДП “Чернігівнафтогазгеологія”, ДП “ЧернігівРГП”, “Укргеофізика” у вигляді рекомендацій для проведення сейсморозвідувальних та бурових робіт з метою уточнення будови пасток та їх промислової нафтогазоносності. Виконані роботи і практичні рекомендації сприятимуть підвищенню ефективності геологорозвідувальних робіт на нафту і газ у центральній частині ДДР.
Особистий внесок здобувача. В основу роботи покладені матеріали, зібрані автором під час роботи в Чернігівському відділенні УкрДГРІ, навчання в аспірантурі Інституту геологічних наук НАН України та роботі у відділі геології нафти та газу Інституту геологічних наук НАН України. Основні результати і висновки, що викладені у роботі, отримані і обґрунтовані автором на матеріалах, власноруч зібраних, систематизованих й комплексно проінтерпретованих. У випадках колективних публікацій внесок дисертанта з співавторами носив рівноправний характер.
Фактичний матеріал. Оброблений керновий матеріал і промислово-геофізичні дані більше 300 свердловин глибокого буріння. Виконаний аналіз результатів оцінки ресурсів ВВ, що проводились в ЧВ УкрДГРІ у різні роки. У статтях, опублікованих у співавторстві, здобувачеві належить опрацювання матеріалів, обґрунтування висновків та написання текстів у частині, яка стосується теми дисертації.
Апробація результатів дисертації. Основні положення і висновки дисертаційної роботи доповідались: на науково-практичних конференціях - на п’ятій і шостій Міжнародних конференціях "Нафта і Газ України" (Полтава, 1998; Івано-Франківськ, 2000), "Стратегия развития нефтедобывающей промышленности республики Беларусь" (Гомель, 1999); на наукових конференціях "Теоретичні та прикладні проблеми нафтогазової геології та геофізики" (Київ, 2000), "Геологічна наука та освіта в Україні на межі тисячоліть: стан, проблеми, перспективи" ( Львів, 2000); на міжнародній конференції молодих вчених та спеціалістів "Нафтогазова геологія та геофізика України" (Чернігів, 2000); на міжнародних наукових конференціях: EUROPROBE, INTAS “Georift, Eurobridge and Caucasus Workshop - 2000” (Yalta, Crimea, Ukraine, 2000), “Геологія горючих копалин України” (Львів, 2001), "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа", (Москва, 2001, 2002.), “Современные вопросы геологии” (Москва, 2002.).
Публікації. За темою дисертації опубліковано 28 наукових праць, загальним обсягом біля 70 друкованих сторінок, серед яких чотири статті у фахових журналах, п’ять у збірниках наукових праць і 19 тез доповідей у матеріалах міжнародних конференцій.
Обсяг та структура роботи. Дисертація складається з вступу, чотирьох розділів, висновків, списку літературних джерел. Текстовий матеріал викладений на 115 сторінках з таблицями. Робота ілюстрована 32 рисунками. Список використаних літературних джерел становить 114 найменування і займає 7сторінок.
Автор глибоко вдячний своєму науковому керівнику доктору геолого-мінералогічних наук, професору, члену-кореспонденту НАН України, академіку УНГА В.К.Гавришу, а також колективам відділу геології нафти та газу ІГН НАН України і сектору прогнозних ресурсів ЧВ УкрДГРІ та провідним науковцям ІГН НАНУ та ЧВ УкрДГРІ за цінні поради, надані консультації, критичні зауваження, рекомендації і практичну допомогу під час роботи над дисертацією.
КОРОТКИЙ ЗМІСТ РОБОТИ
У вступі обґрунтовано актуальність роботи, вказано її зв’язок з науковими програмами, визначено цілі та задачі досліджень, показано наукову новизну та практичну значущість отриманих результатів досліджень, відображено особистий внесок автора, вказано конференції, на яких доповідалися основні результати досліджень, що увійшли в дисертацію.
ОГЛЯД ПОПЕРЕДНІХ ДОСЛІДЖЕНЬ
У першому розділі дисертації на основі літературних джерел наводиться історичний огляд та аналіз сучасних уявлень про утворення і закономірності будови ДДР. Геологічна будова і нафтогазоносність Дніпровсько-Донецького рифтогену вивчаються вже давно. Уявлення про геологічну будову та геологічна основа досліджень нафтогазоносності закладалася та розроблялася в працях видатних геологів А.П.Карпінського, А.Д.Архангельського, М.М.Тетяєва, Д.М.Соболєва, Л.Ф.Лунгерсгаузена, М.С.Шатського, М.Д.Борисяка, О.В.Гурова, П.М.Чирвінського, Б.Л.Личкова, А.А.Налівкіна, Л.І.Лутугіна, П.Я.Армашевського, М.І.Безбородька, М.Г.Світальського, П.К.Нечипоренка та ін. А.Д.Архангельський назвав дану структуру Дніпровсько-Донецькою западиною (ДДЗ). М.Д.Борисяк та О.В.Гуров називали її Харківським та Полтавським басейнами, П.М.Чирвінський – Крейдовою мульдою, Б.Л.Личков – Північно-Українською мульдою, П.І.Степанов – западиною Великого Донбасу, Д.М.Соболєв – Північно-Українським Басейном, М.С.Шатський - Дніпровсько-Донецьким авлакогеном. Пізніше В.К.Гавриш називає її Дніпровсько-Донецьким рифтогеном. Після перших обґрунтованих прогнозів нафтогазоносності ДДЗ в статтях М.С.Шатського, Ф.О.Лисенка, та ін. розпочинаються активні геофізичні, бурові роботи, геологічне картування. Післявоєнний період ознаменувався широким розгортанням геолого-геофізичних досліджень території України з метою розширення мінерально-сировинної бази. Багата інформація, одержана за результатами проведених робіт, знайшла своє відображення в цілому ряді робіт по вивченню геологічної будови, розломно-блокової тектоніки та складанню різномасштабних схем та карт тектонічного районування, над чим працювали І.О.Балабушевич, В.Я.Клименко, М.В.Чирвінська, І.С.Шарапов, В.Г.Бондарчук, З.Я.Мішуніна, В.В.Глушко, П.С.Хохлов, З.О.Шантар, І.Ф.Кліточенко, В.С.Попов, А.О.Білик, А.А.Мартинов, В.І.Хникін, Г.Н.Доленко, І.Г.Баранов, Ю.О.Арсірій, В.К.Гавриш, М.В.Муратов, Б.Л.Гуревич, Кабишев Б.П. та інші дослідники.
Вивченням блокової структури фундаменту, розломно-блокової тектоніки, дослідженням та аналізом розломів та розривів у 1960-1970 роки займалися Р.І.Андрєєва, М.В.Чирвінська, І.І.Чебаненко, І.С.Шарапов, В.Г.Бондарчук, С.Є.Черпак, М.Г.Манюта, Н.Т.Пашова, В.К.Гавриш, І.С.Усенко та інші дослідники. Вирішенню питання впливу будови фундаменту на процеси в осадовому чохлі багато дослідників приділяли велику увагу. За даним напрямком важливими є роботи Р.І.Андрєєвої, І.І.Чебаненко, М.В.Чирвінської, В.Г.Бондарчука, В.К.Гавриша, Г.Н.Доленка, C.A.Варичева, В.І.Кітика, Б.П.Кабишева й інших дослідників. Починаючи з 70-х років кількість робіт по геологічній вивченості, тектонічному районуванню як України в цілому, так і ДДР в його межах, знизилась, що пояснюється значною розробкою цього питання висококваліфікованими колективами геологів та науковців країни. На подальших етапах відзначаються роботи Б.П.Стерліна, В.О.Разніцина, В.Г.Бондарчука, І.І.Чебаненка, Б.П.Кабишева, А.Я.Радзівіла, Ю.А.Куделі, В.В.Глушка, О.Ю.Лукіна, В.К.Гавриша, А.Й.Недошовенка та ін. Багато геологів займалося побудовою моделі формування рифтогену та локальними геодинамічними дослідженнями (І.Г.Баранов, В.І.Созанський, В.К.Гавриш, А.В.Чекунов, І.І.Чебаненко, М.В.Чирвинська, П.Ф.Шпак, О.М.Істомін, О.Ю.Лукін, Б.П.Кабишев, І.С.Рослий, В.І.Кітик, А.Я.Радзівіл, І.В.Височанський, В.П.Лебідь, В.І.Савченко та багато інших).
Вивченням стратиграфії ДДР у різний час займалися Н.Є.Бражнікова, О.І.Берченко, А.О.Білик, Г.І.Вакарчук, М.В.Вдовенко, Л.Г.Вінниченко, О.Ю.Лукін, Б.І.Кельбас, Л.П. Кононенко, В.Т.Кривошеєв, С.В.Онуфришин, В.І.Полетаєв, Л.П.Соляник, В.К.Тетерюк, С.О.Мачуліна, М.І.Мачужак, В.М.Тесленко-Пономаренко, Я.Г.Лазарук, О.М.Синичка, О.В. Шеремета та інші.
Сучасний рівень вивченості геологічної будови, розломно-блокової тектоніки, перспектив нафтогазоносності ДДР висвітлює ряд проблем, які ще недостатньо досліджені: це і проблеми нафтогазоносності кристалічного фундаменту, детальне вивчення нафтогазового потенціалу бортів ДДР, детальне вивчення різнорангових розломів та вплив їх на формування родовищ нафти та газу, формування різноманітних механізмів утворення тектонічних блоків та зв’язок їх з нафтогазоносністю. Над їх вирішенням працюють В.К.Гавриш, І.І.Чебаненко, Б.П.Кабишев, О.Ю.Лукін, О.М.Істомін, А.Я.Радзівіл, В.О.Краюшкін, І.І.Дем’яненко, М.І.Євдощук, В.П.Клочко, Ю.О.Арсірій, Т.М.Пригаріна, І.С.Рослий, В.В.Гладун, Б.І.Малюк, В.П.Лебідь та інші дослідники. Питання впливу розломно-блокової тектоніки на умови утворення і закономірності розміщення родовищ нафти і газу у різні роки розглядалися в роботах B.К.Гавриша, В.Б.Порфир’єва, І.І.Чебаненка, Г.Н.Доленка, С.А.Варичева, В.М.Бєланова, В.Д.Харитонова, В.Ф.Волкової й інших геологів. У даній роботі розглядається низка питань, які стосуються вивчення геологічної будови, механізмів впливу розломно-блокової тектоніки та впливу тектонічних елементів структури ДДР на нафтогазоносність.
ОСОБЛИВОСТІ ГЕОЛОГІЧНОЇ БУДОВИ ТА ГЕОТЕКТОНІЧНИЙ РОЗВИТОК ЦЕНТРАЛЬНОЇ ЧАСТИНИ ДДР
У другому розділі розглядаються загальні відомості про геологічну будову і геотектонічний розвиток центральної частини ДДР. Дана коротка геолого-стратиграфічна характеристика району робіт, геотектонічний розвиток ДДР. У геотектонічному розвитку ДДР відзначаються наступні стадії (за В.К.Гавришем): средньодевонська платформна, пізньодевонська рифтова, турнейсько-ранньовізейська рифтово-синеклізна, пізньовізейсько-ранньопермська синеклізно-міогеосинклінальна, мезозойська платформно-синеклізна, кайнозойська платформна. Кожна з них обумовлювалася ендогенними геодинамічними процесами переважно в астеносферному і коромантійному діапірах, пов'язаних з дорифтовими архейсько-протерозойськими осьовими розломами.
Дніпровсько-Донецький рифтоген виповнений потужною товщею осадових порід від середньодевонських до четвертинних включно. Для них характерні різноманітний літологічний склад і широкий набір фаціальних обстановок від відкрито морських до лагунних і континентальних. Для кожного вікового інтервалу складені схеми стратиграфічного розчленування, які базуються на численних палеонтологічних даних і відповідають вимогам Стратиграфічного кодексу України.
Питання тектоніки і тектонічного районування ДДР вивчалися протягом тривалого часу багатьма дослідниками. Досить складна геологічна будова регіону знайшла відображення на численних різномасштабних тектонічних картах і схемах (В.Г.Бондарчук, М.В.Чирвінська, В.К.Гавриш, І.І.Чебаненко, Б.П.Кабишев, О.Ю.Лукін та ін.). При проведенні досліджень автором прийнята схема тектонічного районування В.К.Гавриша. У межах тектонiчного районування ДДР видiляються розломи близької до меридіональної, північно-східної i широтної орієнтації. Одержанi в останнi роки данi регiональних профiлiв (РП) МСГТ i буріння глибоких свердловин у бiльшостi випадкiв пiдтвердили намiченi ранiше розломи. В цiлому це широкi (до 10-30км) зони, якi в пiдошвi девонського структурно-сейсмiчного комплексу i у вiдкладах, що на них залягають, дислокованi численними рiзноамплiтудними розривами. За даним районуванням у ДДР видiляються пiвнiчно-захiдна (Деснянська), центральна (Удайсько-Сульська) та пiвденно-схiдна (Псьолсько-Орільська) частини або сегменти, якi дислокованi сімома поздовжнiми глибинними (чи коровими) розломами: Пiвнiчним (Барановицько-Астраханським), Пiвденним (Прип'ятсько-Маницьким) та Осьовим (Чернiгiвсько-Степкiвським). Барановицько-Астраханський (БА) шовний глибинний розлом складається з Крайової та Внутрiшньорифтової розломопар. Прип'ятсько-Маницький (ПМ) шовний глибинний розлом також ускладнюється Крайовою та внутрішньорифтовою розломопарами.
По поверхні кристалічного фундаменту, який залягає на глибинах від 1,5 до 22,5км, ДДР є складним протяжним прогином із зануренням з заходу на схід з грабеном (чи рифтом) у приосьовій частині. Вивченням поверхні фундаменту і його структурних особливостей займалися в різні роки І.С.Усенко, Р.І.Андрєєва, М.В.Чирвінська, М.Г.Манюта, В.К.Гавриш, В.Б.Сологуб, І.І.Чебаненко та ін. Вона висвітлена геофізичними даними і даними буріння понад 300 свердловин. У будові поверхні докембрійського фундаменту чітко виявляються північний і південний борти і центральна частина - Дніпровсько-Донецький грабен чи рифт. Ускладнюють поверхню фундаменту, обумовлюючи його мозаїчність, меридіонально витягнуті ранньопротерозойські складчасті зони, що слідкуються в консолідованій корі Українського щита і Воронезької антеклізи.
Північний борт є південним схилом Воронезької антеклізи (ВА). Від рифта він відмежовується Барановицько-Астраханським (БА) глибинним розломом. Південний борт є зоною між виходом фундаменту на денну поверхню на схилах Українського щита (УЩ) і Прип’ятсько-Маницьким (ПМ) глибинним розломом. Цей борт більш крутий і короткий і має нахил у напрямку осьової зони 2 градуси, занурюючись до регіонального розлому до глибини 3км. Північний борт фіксується в рельєфі поверхні фундаменту на всьому протязі Дніпровсько-Донецького рифта, південний – відсутній на крайньому північному заході і закінчується на сході в районі Самарсько-Вовчанського виступу. На північному борту поверхня фундаменту занурена на практично в два рази більшу глибину, ніж на південному. На виступах глибина залягання фундаменту зменшується до 0,4-0,5км. Регіональні крайові розломи представлені рядом зближених кулісоподібно розташованих скидів різної амплітуди, що зростає від перших сотень метрів на північному заході до 3-4км на південному сході. Нерідко амплітуди крайових розломів цілком гаснуть, упираючись у систему поперечних порушень, що успадковують орієнтування складчастих структур докембрійського фундаменту.
Формування осадового чохла центральної частин ДДР відбувалося в різних структурно-тектонічних умовах, що спричинило розмаїття структурних форм, часту зміну фаціальних обстановок, а отже і різні морфогенетичні типи нафтогазових пасток. Загальною закономірністю при цьому є скорочення потужності осадових утворень у напрямку регіонального підйому шарів на північний захід і до бортів западини, а також у районах виступів докембрійського кристалічного фундаменту.
При аналізі районування поверхні кристалічного фундаменту виділення бортів та складного грабену властиве і для верхньопалеозойського структурного поверху, адже у відкладах останнього крайові розломи також проявляються у вигляді розривних порушень, на межах яких відбувається різка зміна дислокованості карбон-ранньопермських порід. У більшості випадків значні розривні порушення фундаменту поширюються в осадовому чохлі до передпізньопермської (або передранньопермської) поверхні неузгодження. При цьому їх амплітуда знизу вверх зменшується, отже багато з них в нижньопермських, верхньо- і середньокам’яновугільних відкладах виявляють невеликі зміщення або флексури.
По відкладах мезозойського структурного поверху Дніпровсько-Донецька западина становить западину платформного типу, накладену на палеозойський грабен, і має принципові відміни в будові порівняно з відкладами, що залягають нижче. Крайові розломи та інші значні поздовжні порушення фундаменту і палеозойських структурних поверхів у відкладах мезозойського поверху безпосередньо не проявляються. Разом з тим, мезозойські відклади досить інтенсивно дислоковані, що обумовлено блоковими рухами фундаменту і проявом процесів соляного тектогенезу.
У цьому розділі розглянуті проблеми впливу геодинамічних процесів на розломно-блокову структуру центральної частини ДДР, а також умови накопичення вуглеводнів, які значною мірою пов’язані з характером деформації вміщуючих порід. Визначення зон розущільнення та стиснення кристалічного фундаменту ДДР і особливостей їх трансформування в осадовому чохлі дозволяє зробити більш обґрунтований висновок про розміщення екстремальних температур, тисків, формування флюїдоупорів та ємкісні властивості порід, тобто виявити умови, сприятливі для нафтогазонакопичення і, в першу чергу, в утвореннях рифтового комплексу.
РОЗЛОМИ, ТЕКТОНІЧНІ БЛОКИ ТА ЇХ НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ
У третьому розділі аналізуються розломи, тектонічні блоки і нафтогазоносність даних елементів, характеризуються глибинні розломи в цілому по ДДР та в його Центральній частині. В даний час у ДДР можна впевнено виділити два вікових типи розломів: архейсько-протерозойські (дорифтові) і пізньодевонські (рифтові). У центральній частині ДДР при детальному вивченні комплексу аерокосмічних, структурних, геофізичних, геоморфологічних, палеоструктурно-геологічних матеріалів виділяються такі дорифтові архейсько-протерозойські розломи: близькомеридіональні розломи - Сміловсько-Холмський (СХ), Інгулецько-Брянський (ІБ); близькоширотні розломи - Овруцько-Лебедянський (ОЛ); північно-східного орієнтування - Болтисько-Обоянський (БО). Рифт обмежений рифтовими глибинними розломами - Барановицько-Астраханським на півночі і Прип’ятсько-Маницьким на півдні - в основному пізньодевонського синсклепінного закладення і часто парного характеру. Внутрішньорифтові розломопари виділяються за даними сейсморозвідки у поверхні фундаменту, головним чином, у центральній і північно-західній частинах Дніпровсько-Донецького рифту. У південно-східній його частині, за геофізичними даними, вони виділяються тільки на окремих ділянках і простежуються за аерокосмічними, гравіметричними і магнітометричними матеріалами. Незважаючи на видиму переривчастість у трасуванні внутрішньорифтових розломопар, ці розриви генетично пов'язані в єдину систему, що розмежовує шовні зони розломів і ділянки прирозломних виступів фундаменту. Розривні порушення земної кори поділяються на дві категорії: розломи і розриви. Розломи поділяють земну кору на брили, а розриви - на блоки.
Виділяється Центральна брила, обмежена Сміловсько-Холмським та Болтисько-Обоянським дорифтовими розломами по значному скороченню ширини Днiпровсько-Донецького Крайового рифту (вiд 91-104км у Нiжинськiй i Лохвицькiй депресiях до 67км на Удайськiй сiдловинi), в центральнiй частинi ДДР, а також у межах Осьового рифту - вiд 25 i 32км у Нiжинськiй i Карлiвськiй депресiях до 14км на Удайськiй сiдловинi. По наявностi Гужевської тераси, облямованої Iвангородсько-Буромським, Iваницьким, Iчнянським та iншими соляними тiлами, якi наслiдують орієнтування СХ дорифтового близькомеридiонального розлому, вздовж останнього фіксується правобоковий скидо-зсув Барановицько-Астраханського та Прип'ятсько-Маницького крайових розломiв Днiпровсько-Донецького рифта з горизонтальною амплiтудою вiдповiдно до 8-14км. Порiвняно з Нiжинською депресією на Удайськiй сiдловинi поверхня докембрiйського фундаменту піднімається бiльше, ніж на 4км: вiд -8,5км у Галицькому грабенi до -4,2км на Августовському приосьовому виступi. З межею вiдсутностi франської солi збігається контур розповсюдження видiленого А.В.Чекуновим Срiбненського коро-мантiйного виступу, який знаходиться в зонi перетину Овруцько-Лебедянського та Iнгулецько-Брянського глибинних розломiв. Цi розломи та Срiбненський коро-мантiйний виступ впливали на формування видiленого Осьового рифту в центральнiй частинi ДДР та разом з iншими коро-мантiйними виступами на формування всього ДДР. Осьовий, можливо ще дорифтового закладання, надглибинний трансрегiональний розлом сприяв міграції гарячих глибинних флюїдів i розігрітої магми в пiдкоровий субстрат. Цей розлом мав пiвнiчно-захiдну орієнтацію, iнодi кулiсоподiбно змiщуючись вздовж дорифтових близькомеридiональних i пiвнiчно-схiдних та iнших розломiв. У мiсцях перетину рiзнорангових розломiв формувалися коро-мантiйнi дiапiри, якi впливали на розповсюдження i розмив девонських солей, ряду верхньовiзейських горизонтiв, ширину Крайового i Осьового рифтiв i амплiтуду розломiв, що їх обмежують. З Голенським палеопiдняттям у зоні перетину ІБ та ОЛ розломів збiгається апiкаль Срiбненського коро-мантiйного виступу, який по поверхнi Мохо має амплiтуду понад 5км. Доцiльно вiдмiтити, що найвищий рiвень (10км) поверхня Мохо має на РП Пирятин-Талалаївка, який знаходиться за 20км вiд апiкальної частини Срiбненського виступу. У цій зоні також виділяється інтенсивна позитивна Лохвицька магнітна аномалія. За геолого-геофізичними даними центральну брилу поділено на три поперечні мезоблоки- Північно-Західний, Центральний та Південно-Східний.
Північно-Західний мезоблок повністю вписується в Удайсько–Сульську сідловину, ускладнену СХ складнопобудованим, майже меридiональним розломом. На поздовжньому РП МСГТ Монастирище-Близнюки СХ розлом та Удайська сiдловина в цiлому мають вигляд великого складнопобудованого виступу. Загальна площа мезоблоку 2738км2. Центральний мезоблок виділяється від границі Удайсько–Сульської сідловини до ІБ розлому, який в цiлому подiляє Лохвицьку депресiю на Срiбненський i Жданiвський прогини. Лохвицька депресiя порiвняно з Удайсько–Сульською сідловиною більш прогнута. Тiльки поблизу ІБ розлому вiдбувається пiдняття поверхнi девону на 1км, причому в межах цього розлому концентрується велика кiлькiсть розривiв, площини скидiв яких падають, головним чином, на захiд; ширина ІБ розлому становить 18км. В останньому збiльшується потужнiсть девонського структурно-сейсмiчного комплексу вiд 1,5 до 3км i бiльше. Загальна площа мезоблоку - 3762км2. Південно-Східний мезоблок розміщується між ІБ та БО розломами і має площу 3950км2. Уздовж БО розлому пiвнiчно-схiдної орiєнтацiї умовно проводиться схiдна межа Лохвицької депресiї з Псьолсько-Ворсклянською сiдловиною. Питання, де її проводити - у захiднiй, центральнiй чи схiднiй частинi БО розлому, є дискусiйним. У зонi БО розлому розповсюдженi солянi структури: Горiхiвщинська, Ромоданiвська, Гасенкiвська, Петрово-Роменська, Краснознаменська, Клинська, Гадяцька i Синiвська, а також дiлянки збiльшеної (до 3,5-4,0км) потужностi девонського структурно-сейсмiчного комплексу, осi яких орiєнтованi у пiвнiчно-схiдному напрямку.
Поздовжні рифтові розломи ділять центральну брилу на поздовжні тектонічні мезоблоки: Північний та Південний прибортові, Північний та Південний приосьові та Осьовий. Поздовжні рифтові розломи та розриви сприяли розчленуванню центральної глиби ДДР на менші геологічні об’єкти - блоки. Виділяється всього 19 блоків (Великозагорівсько-Бахмацький, Дмитріївсько-Гайворонський, Плисківсько-Лисогорівський, Ічнянський, Монастирищенсько-Августівський, Щурівсько-Леляківський, Малодівицько-Прилуцький, Журавківсько-Макіївський, Плужниківський, Тутівсько-Талалаївський, Срібнянський, Білоусівсько-Чорнухинський, Жданівський, Гонцівсько-Лубенський, Миколаївсько-Роменський, Артюхівсько-Анастасівський, Погарщинсько–Пісочанський, Клюшникiвський), проаналізована їх нафтогазоносність. Кожен з блоків виділяється по комплексу геологічних, геофізичних матеріалів та зіставленню карт по поверхні докембрійського фундаменту за М.Г.Манютою, докам’яновугільних відкладів за В.К.Гавришем та кам`яновугільних горизонтів за Є.С.Дворянином. Враховуючи вищесказане, можна сформулювати перше положення, що захищається: Район Центральної частини Дніпровсько-Донецького рифтогену представляє складну геологічну структуру, в якій важливе значення на основі проведених автором досліджень має розломно-блокова тектоніка. Виділено центральну брилу ДДР, ускладнену тектонічними порушеннями, вісім мезоблоків різних напрямків та розмірів і 19 локальних блоків.
ПРОГНОЗ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ ВИДІЛЕНИХ БЛОКІВ
ЦЕНТРАЛЬНОЇ БРИЛИ ДДР
У четвертому розділі проведений аналіз та прогноз нафтогазоносності у межах виділених блоків. Виконаний геолого-математичний аналіз перспектив нафтогазоносності Центральної брили ДДР та підрахунок нерозвіданих ресурсів ВВ різними методами.
В геологічних дослідженнях вже давно і з успіхом використовуються методи математики та статистики. Їм належить важлива роль у постановці та вирішенні багатьох геологічних задач. Умови формування покладів нафти та газу визначають закономірності їх розміщення по стратиграфічному розрізу та території регіону. Б.П.Кабишевим та ін. у 1980р. був проведений геолого-математичний аналіз зв’язку нафтогазоносності з геологічними ознаками у ДДЗ з детальністю до продуктивного комплексу і субобласті. Пізніше в процесі розробки ці дослідження, в яких брав участь автор, були деталізовані як по стратиграфічному розрізу, так і по площі (поряд з двома субобластями ДДЗ умови генерації ВВ розглядаються по менших за розмірами зонах – плеях (Кабишев та ін., 1998). В подальшому такі дослідження також були проведені автором по стратиграфічному розрізу для тектонічного районування (Гавриш, 2001), згідно з яким територія поділена дорифтовими глибинними розломами на три вищезазначені поперечні частини. У свою чергу вони поділяються на сідловини і депресії. Метою дослідження було вивчення виконаного на якісному рівні районування території на сегменти. Для цього зроблено порівняння за критерієм Стьюдента середніх значень геологічних ознак, що характеризують умови генерації, акумуляції і збереження ВВ на родовищах і непродуктивних структурах у межах виділених сегментів. Були використані деякі алгоритми одномірного аналізу (засоби та критерії перевірки розподілення випадкової величини - геологічної ознаки, критерій виключення спостережень, які різко виділяються, критерії порівняння середніх значень у двох вибірках). Аналіз проводився по п’яти продуктивних комплексах.
Турнейсько-нижньовізейський комплекс. Родовища цього комплексу розміщені нерівномірно і переважають у північній приосьовій частині. Найбільш контрастно відміни у їх розміщенні проявляються при порівнянні сідловини та депресії. Так, територія депресії потрапляє в оптимальні умови генерації ВВ - відклади комплексу знаходяться в головній зоні нафтонакопичення (ГЗН) і в зоні переходу до головної зони газонакопичення (ГЗГ), тобто на стадії катагенезу МК2-3. Переважають газоконденсатні поклади (всього 29). Це найбільш перспективна територія, де знаходяться і найбільш значні скупчення ВВ - Яблунівське, Глинсько-Розбишівське, Анастасіївське родовища. Поклади в депресії переважно сингенетичні вмісним відкладам. Тому і продуктивними є не тільки антиклінальні пастки, до речі, частіше малоамплітудні, але й неантиклінальні літолого-стратиграфічні (Богатойське родовище). Проте, порівняно з верхньовізейськими та серпуховськими комплексами, покладів у літолого-стратиграфічних пастках тут значно менше, що обумовлене опіщаненням розрізу. Територія сідловини потрапляє в зону зі слабкою генерацією ВВ. Відклади тут занурені лише у верхню частину ГЗН (стадія катагенезу МК1). Крім того, тут погіршуються умови збереження ВВ (покришки класів Д і С), у водорозчинних газах вміст вуглеводнів складає лише 30-80%. На цій території виявлено лише 2 родовища нафти - Монастирищенське та Східно-Рогинцівське. На території, яка розміщується частково в зоні з оптимальними умовами генерації ВВ, відклади комплексу знаходяться в ГЗН і перехідній у ГЗГ, тобто на стадії катагенезу МК2-3. Майже всі родовища цього комплексу підпали під процеси переформування порівняно з верхньовізейським та серпуховським.
Верхньовізейські відклади складають головний нафтогазогенеруючий і один з двох основних акумулюючих комплексів ДДР. Особливістю його є широке розповсюдження сингенетичних покладів нафти і газу, а також наявність вторинних (міграційних) їх скупчень. Формування їх проходило як за рахунок вертикальної міграції ВВ з турне-нижньовізейських відкладів, так і латеральної з верхньовізейських утворень більш глибоких частин западини. На сідловині, за якісною оцінкою перспектив, розповсюджені переважно сингенетичні поклади, серед яких чимало зосереджено в малоамплітудних антиклінальних та неантиклінальних пастках (Волошківське та ін. родовища). Депресія характеризується найкращими показниками колекторських властивостей (пористість 10-22%), якості флюїдоупорів (покришки класів А і В) та гідрогеологічних умов збереження ВВ. У північній прибортовій зоні генераційні показники статистично не різняться. Це можна пояснити тим, що зона знаходиться в оптимальних умовах генерації, а умови структурної вираженості статистично відрізняються на продуктивних та непродуктивних структурах. Можливо, це пояснюється тим, що вплив амплітуди пасток на умови акумуляції відіграє важливу роль у межах території досліджень. Північна приосьова зона характеризується за умовами генерації й акумуляції високими статистичними показниками, що говорить про сингенетичність покладів у цій зоні. Осьова зона характеризується як найбільш оптимальна по всіх параметрах аналізу. Вона, можливо, є основним джерелом для відкриття нових родовищ ВВ, хоча глибини тут будуть досить великими. Південна приосьова зона за генераційним потенціалом не виявляє виражених статистичних зв’язків, а з умов акумуляції виражений тільки зв’язок з амплітудою структур, отже вона має вже менший генераційний потенціал і поклади частково міграційні.
Серпуховський комплекс характеризується для даної території слабкою генерацією ВВ. По умовах збереження покладів ВВ сідловина та депресія потрапляють у добрі умови збереження, охоплюючи 8 родовищ, переважно нафтових і нафтогазоконденсатних. Характерно, що серпуховські поклади тут вторинні. Вони утворилися за рахунок вертикальної міграції ВВ з відкладів, що залягають нижче. Обґрунтовується це тим, що відклади серпуховського ярусу за ступенем катагенезу знаходяться переважно в зоні МК1 і частково МК2, тобто щойно увійшли в головну зону нафтоутворення (ГЗН) і не спромоглися достатньо реалізувати свій нафтогазоматеринський потенціал. Тому всі поклади розвинуті тільки на антиклінальних структурах, частіше велико- і середньоамплітудних і порушених скидами - там, де були сприятливі умови для вертикальної міграції ВВ. Неантиклінальні літолого-стратиграфічні поклади у межах району досліджень не виявлені. Територія характеризується найбільш високими колекторськими властивостями порід (пористість 10-23%), середніми (клас В) і низькими (класи С-Д) показниками екрануючих властивостей покришок. Гідрогеологічні умови збереження покладів змінюються із заходу на схід від помірно- до середньосприятливих. У западині та на сідловині родовища ВВ і непродуктивні структури статистично значимо відрізняються за більшістю ознак, що характеризують умови акумуляції ВВ. На родовищах значно більші величини ознак структурної вираженості пасток - амплітуда піднять - у 2,6 рази, палеоамплітуда - у 3,3 рази, амплітуда по підошві тріасу - у 1,8 рази, палеоінтенсивність – у 1,4 рази порівняно з непродуктивними структурами. Це свідчить, що на продуктивних структурах були більш сприятливі умови для вертикальної міграції ВВ і формування вторинних покладів. Непродуктивні структури спокійніші за будовою і тому мають гірші умови для акумуляції ВВ у процесі їх вертикальної міграції.
Середньокам`яновугільний комплекс не відноситься на даній території до основних нафтогазоносних комплексів (містить всього 5,6% початкових ресурсів вуглеводнів). На генераційний потенціал середньокам’яновугільних відкладів основне обмеження накладає низька термальна зрілість їх на даній території. Ця територія потрапляє в зону зі слабкою генерацією ВВ - відклади тут занурені лише у верхню частину ГЗН (стадія катагенезу МК1). Всі поклади пов`язані з антиклінальними (крупно- та середньоамплітудними) пастками, що разом з низькою термальною зрілістю порід в цій зоні зумовлює їх переважно міграційне походження. Умови збереження ВВ гірші на сідловині , флюїдоупори класів Д і С. У той же час в ЛЗ класи покришок кращі - С, СВ. Колекторські властивості порід високі. Більшість скупчень ВВ у цьому продуктивному комплексі є міграційними.
Нижньопермсько-верхньокам`яновугільний комплекс. У комплексі всі розвідані скупчення ВВ класифікуються як міграційні утворення. Територія загалом характеризуються відсутністю власного генеруючого потенціалу порід. Відклади верхнього карбону з дуже низьким вмістом органічної речовини і занурені вони тут в зону катагенезу ПК - верхи МК1, тобто не досягли ГЗН. Умови збереження ВВ – задовільні. На території відкрито 5 нафтових родовищ, які пов`язані з антиклінальними пастками і є міграційними. На підставі матеріалів, які викладені вище, випливає друге положення, що захищається: Для району досліджень деталізовано структурно-тектонічну будову блоків та встановлено зв'язок їх нафтогазоносності з геологічними ознаками по п'яти продуктивних комплексах, що у практичному плані розглядається як критерії пошуку нових покладів вуглеводнів.
Важливе значення має з'ясування перспектив нафтогазоносності та зміни напрямків геологорозвідувальних робіт. Перспективність продуктивних комплексів палеозою ДДР вивчена шляхом складання карт якісної оцінки і виконаної на їх основі кількісної оцінки прогнозних ресурсів нафти і газу. Проведена кількісна оцінка прогнозних ресурсів нафти і газу в ДДР по всіх комплексах, крім фундаменту. Побудовані карти щільності нерозвіданих ресурсів ДДР за продуктивними комплексами та глибинами. Аналіз цих даних дав можливість виділити перспективні ділянки: по девонському комплексу в районі Яблунівського родовища східніше лінії Сагайдак-Новотроїця; по нижньовізейсько-турнейському продуктивному комплексу - у Північній-прибортовій зоні, де щільність нерозвіданих ресурсів має високі значення (20-30тис.т/км2)- на Куличихинській та Тимофіївській ділянках. Очікуються нові відкриття і в Осьовій зоні, де найбільш перспективними є землі Срібненського та Погарщинсько-Пісочанського тектонічних блоків. По верхньовізейському комплексу перспективними є землі Артюхівсько-Анастасіївського, Срібненського та Погарщинсько-Пісочанського тектонічних блоків і територія на схід від Яблунівського родовища. Серпуховський, середньокам'яновугільний, нижньопермсько-верхньокам’яновугільний продуктивні комплекси на даній території характеризуєюься невеликою диференціацією щільностей нерозвіданих ресурсів при порівняно добрій розвіданості. Усі родовища по цих комплексах приурочені в цій частині регіону переважно до високоамплітудних антиклінальних структур.
В останні роки у різних країнах світу чимало уваги приділяється ймовірносним методам кількісної оцінки перспектив нафтогазоносності. При такому підході кожний параметр, що бере участь у формулі підрахунку запасів, розглядається як випадкова величина, а значення запасів – як функція випадкових параметрів. Одним із ефективних підходів ймовірносної оцінки є завдання найбільшого та найменшого ймовірного значення фракталів і нормальний тип розподілення. Подібна модель розрахунків та використання аналітичної формули, яка застосовується при розрахунку інженерних даних, в ймовірносній формі закладені в програмі FASPUM.
Програма FASPUM, згідно з якою нерозвідані ресурси нафти і газу вільного оцінюються, виходячи із наступних формул: Qн=7,758AFНФ(1-Sw)/Во та Qг=43,560АFНА(1-Sw)(Pc/Т)(1/Z)(Тsс), де: А-площа пастки, F-коефіцієнт заповнення пастки, Н-товщина резервуару, Ф-ефективна пористість колектора, Sw-водонасиченість резервуару, Во-об`ємний коефіцієнт пластової нафти, Рс-початковий тиск, Т-пластова температура, Z-коефіцієнт стискання газу, Тsc-стандартна температура, Рsc-cтандартний тиск. Програма FASPUM побудована так, що нерозвідані (категорії С2+С3+Д) ресурси оцінювались на основі 13-ти ймовірностей та 7 геологічних ознак. Ймовірності розділені на 2 групи, що характеризують ймовірность наявності самого тектонічного елементу (тобто ВВ на його території) та покладу ВВ у випадково вибраному локальному об`єкті цього тектонічного елементу. Ймовірність тектонічного елементу зумовлюють: 1.Наявність джерел ВВ; 2.Час формування пасток; 3.Міграція ВВ; 4.Наявність колекторів; 5.Загальна ймовірність тектонічного елементу (добуток ймовірностей 1, 2, 3, 4); 6.Ймовірність покладу в локальному об`єкті (добуток ймовірностей 8, 9, 10 з другої групи); 7.Літологія резервуара (теригенний чи карбонатний). Ймовірність покладу зумовлюють: 8.Наявність пастки; 9.Ефективна пористість; 10.Акумуляція ВВ; 11.Доля газу; 12.Доля нафти; 13.Коефіцієнт вилучення нафти (%); 14.Коефіцієнт вилучення газу (%). Спочатку територію ділимо на дрібні тектонічні елементи (ділянки) за продуктивними комплексами. Всі параметри, які описані вище, аналізуються для кожної ділянки та вносяться у ЕОМ. Підрахунок ведеться для кожної ділянки в продуктивному комплексі. В подальшому вони сумуються і отримуємо запаси для певного продуктивного комплексу.
Результати оцінки ресурсів ВВ, проведені традиційним та ймовірнісним методами, показали різницю між оцінками. Вона складає по турнейсько-нижньовізейському комплексу 42,1% більше ніж підрахунок об’ємним методом, а по верхньовізейському - на 7,8%; серпуховському - на 9,4%; середньокам’яновугільному - на 27,2%; нижньопермсько-верхньокам’яновугільному - на 46,2% менше. З використанням ймовірносних моделей можна проводити оцінку перспективних ресурсів категорій С3, а також запасів категорій С1 і С2. Застосування ймовірнісних моделей ефективне в умовах недостатньої інформації порівняно з детермінованими моделями. Значно зростає роль фахівця, що виконує оцінку ресурсів. Він повинен не тільки вміти формувати гіпотези про типи розподілу ймовірносних параметрів та задавати параметри цих розподілень, але і критично оцінювати отримані результати підрахунків. Використання ймовірносних методів дозволяє враховувати невизначеність в оцінці ресурсів на ранніх стадіях вивченості нафтогазоносної території, а в поєднанні з системою підтримки прийняття рішень проводить обґрунтування доцільності освоєння перспективних ділянок і родовищ. На підставі матеріалів, які викладенні вище, випливає третє положення, що захищається: За результатами впровадження адаптованої автором методики вперше для регіону виконана ймовірносна оцінка ресурсів району досліджень та уточнені їх об'єми на основі вдосконалених методик підрахунку. Проведено переоцінку нерозвіданих ресурсів ВВ. На основі зонального та локального вивчення визначені напрямки подальших геологорозвідувальних робіт на нафту та газ.
ВИСНОВКИ
У дисертаційній роботі на основі комплексного аналізу геологічних і геофізичних даних вирішені поставлені наукові та практичні задачі - уточнена геологічна будова центральної частини Дніпровсько-Донецького рифтогену, проаналізована нафтогазоносність тектонічних блоків та дані практичні рекомендації для цілеспрямованих пошуків вуглеводнів. У процесі проведення наукових досліджень отримані такі результати:
1. На основі детального аналізу палеоструктурно-геологiчної карти докам'яновугiльних вiдкладiв, складеної за участю здобувача, а також структурних карт по фундаменту, візейських відкладах, регiональних профiлiв МСГТ і даних буріння глибоких свердловин, проаналізованих автором, та iнших геолого-геофiзичних матерiалів, уточнене положення дорифтових та рифтових розломiв. Тi розломи, якi не підтверджувалися в дислокацiях, фiксованих за даними РП МСГТ, не бралися до уваги.
2. Обґрунтоване виділення Центральної брили ДДР за значним скороченням ширини Днiпровсько-Донецького рифту, збiльшенням амплітуди рифту в районі крайових i приосьових глибинних розломів по пiдошвi девонського структурно-сейсмiчного комплексу та за іншими ознаками у межах Срiбненського коромантійного виступу.
3. За особливостями геологічної будови, морфологією, розмірами блоків, характером нафтогазоносності в Центральній брилі виділено три поперечних (Північно-Західний, Центральний, Південно-Східний) та п’ять поздовжніх (Пiвнiчний i Пiвденний прибортовi, приосьові та Осьовий) мезоблоки та 19 блоків, які розділяються крім розломів іще й розривами.
4. Виконані дослідження дозволили показати, що видiленi палеовиступи i палеопрогини, дислокованi рiзноранговими розломами i розривами, якi iснували на девонському етапi геотектонiчного розвитку, перебували під впливом нисхідних синеклiзних зануреннь осьових i приосьових зон, що обумовлене стисненням коро-мантiйних дiапiрiв, особливо в центральнiй та пiвденно-схiднiй частинах ДДР. Вони сприяли розформуванню приосьових виступiв i сконцентрованих в них у передкам'яновугiльний час флюїдів за рахунок горизонтальної міграції в Пiвнiчно-Iсачкiвський та iн. прибортовi виступи. При проведеннi пошуково-розвiдувальних робiт на девонську нафту i газ слід враховувати процеси розформування i основну увагу придiляти прибортовим зонам, тим більше, що девонськi продуктивнi горизонти тут залягають на доступних для сучасного бурiння глибинах .
5. Проведений геолого-математичний аналіз зв’язку нафтогазоносності з геологічними ознаками по продуктивних комплексах дає підстави стверджувати, що в турнейсько-нижньовізейських відкладах Центральної брили ДДР розвинуті сингенетичні поклади, з невеликою долею вторинних (міграційних). Верхньовізейський комплекс є головним нафтогазогенеруючим і одним з двох основних акумулюючих комплексів ДДР, характеризується розвитком як сингенетичних, так і міграційних покладів ВВ. Скупчення вуглеводнів серпуховського, середньокам’яновугільного та нижньопермсько-верхньокам’яновугільного комплексів на даній території є вторинними утвореннями.
6. Проведено переоцінку ресурсів ВВ як традиційним об’ємно-генетичним методом, так і вперше застосованою в Україні ймовірносною методикою, що дозволило оцінити ресурси регіону. Результати оцінки ресурсів ВВ - по турнейсько-нижньовізейському комплексу на 42,1% більше, ніж за підрахунком об’ємним методом, а по верхньовізейському - на 7,8%, серпуховському - на 9,4%, середньокам’яновугільному- на 27,2%, нижньопермсько-верхньокам’яновугільному -на 46,2% менше. Обгрунтовані практичні рекомендації, визначені напрямки геологорозвідувальних робіт на нафту і газ для подальшого ефективного розвитку та використання ресурсів вуглеводневої сировини у ДДР.
ПЕРЕЛІК ПРАЦЬ, ОПУБЛІКОВАНИХ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ.
1. ЛебідьВ.П, Стрижак В.П. Геодинамічна модель та умови нафтогазонагромадження в рифтовий етап розвитку Дніпровсько-Донецької западини // Доповіді НАНУ —2000.— №6.—С.134-137 (Особистий внесок дисертанта - обробка та узагальнення фактичного матеріалу, комп'ютерна обробка карт та розрізів, підготовка тексту статті)
2. Кабышев Б.П., Лебедь В.П., Маринченко Е.Н.,.Стрыжак В.П. Методика оценки перспективних ресурсов нефти и газа в тектонически экранированных ловушках // Мінеральні ресурси України — 2000. — №2.— С. 16-19 (Особистий внесок дисертанта - обробка даних, їх узагальнення та участь в аналізі отриманих результатів, ймовірносна оцінка нафтогазоносності пасток, комп'ютерна обробка карт та розрізів, підготовка тексту статті)
3. Гавриш В.К., Євдощук М.І., Стрижак В.П. Вплив характеру геотектонічного розвитку на нафтогазоносність Дніпровсько-Донецького рифтогену // Геол. журн.—2002.—№3.— С. 19-23 (Особистий внесок дисертанта: геолого-математичний аналіз та обробка фактичного матеріалу, комп'ютерна обробка карт та розрізів, підрахунок ресурсів, підготовка тексту статті).
4. Vasyl Stryzhak. Block tectonics and prospects of oil and gas exploration in the central part of the Dnieper-Donets Basin // Геофизический журнал. Тезисы конференции EUROPRBE.—№4.— т.22.—2000,.—С.135.
5. Гавриш В.К., Стрыжак В.П. Блоковое строение Днепровско–Донецкого рифтогена и геолого-статистический анализ нефтегазоносности центральной части // Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность: Тез. докл. Международной конференции. С-Петербург, 1999.— С.32-33. (Особистий внесок дисертанта: геолого-математичний аналіз та комп'ютерна обробка фактичного матеріалу, підготовка тексту статті).
6. Стрыжак В.П. Кабышев Б.П., Пригарина Т.М., Ульмишек Г.Ф. Методика оценки неразведаных ресурсов УВ США и их применение в Украине // Тектоника и нефтегазоносность Азово–Черноморского региона. Тез. докл. Международной конференции. Крым, Гурзуф, 1999. — С. 106-108 (Особистий внесок дисертанта: методика обробки і систематизація даних для комп'ютерної обробки фактичного матеріалу, підготовка тексту статті).
7. Стрижак В.П., Кабишев Б.П., Пригаріна Т.М. Геолого–математичний аналіз зв’язку нафтогазоносності з геологічними ознаками по виділеним плеям Дніпровсько – Донецької западини. // Нафта і газ України – 2000. Збірник наукових праць, матеріали 6-ої Міжнародної науково-практичної конференції УНГА, м.Івано-Франківськ, 2000. — Т1. —С.161-162 (Особистий внесок дисертанта: геолого-математичний аналіз та комп'ютерна обробка фактичного матеріалу, підготовка тексту статті).
8. Стрыжак В.П., Гавриш В.К., Лебедь В.П. Розломно-блоковое строение и геодинамическое развитие блоков Днепровско-Донецкого рифтогена (ДДР) // Современные вопросы геологии. Сбор.науч. трудов. Материалы молодежной конференции, 2-е Яншинские чтения. — М:. Научный мир 2002.— С136-139 (Особистий внесок дисертанта: обробка фактичного матеріалу, підготовка тексту статті, висновки).
9. Стрижак Л.И., Стрыжак В.П. Минералогический состав заполнителей тектонических трещин Центральной части Днепровско-Донецкого рифтогена // Современные вопросы геологии. Сбор.науч. трудов. Материалы молодежной конференции, 2-е Яншинские чтения. — М.: Научный мир, 2002.— С247-248 (Особистий внесок дисертанта: комп'ютерна обробка та аналіз фактичного матеріалу).
10. Лебедь В., Стрыжак В. Пелеогеоморфологические ловушки – перспективный объект поиска углеводородов на бортах ДДВ // Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморо – Каспийского региона. Тез. докл. IV Международной конференции. Крым, Гурзуф, 2002. — С. 236-237 (Особистий внесок дисертанта: методика обробки і систематизація даних для комп'ютерної обробки фактичного матеріалу, підготовка тексту статті).
Анотації
Стрижак В.П. Геологічна будова Центральної частини Дніпровсько-Донецького рифтогену та її нафтогазоносність. - Рукопис
Дисертація на здобуття вченого ступеня кандидата геологічних наук за спеціальністю 04.00.01 – загальна та регіональна геологія. – Інститут геологічних наук НАН України, Київ, 2003.
Уточнено особливості геологічної будови, умови осадконакопичення, геотектонічний розвиток, розломно-блоковий поділ території, ресурсна база вуглеводнів та песпективи нафтогазоносності центральної частини ДДР.
На основі проведених досліджень геологічних і геофізичних матеріалів, аналізу пробурених свердловин оконтурено Центральну брилу ДДР, ускладнену тектонічними порушеннями, виділено в її межах вісім мезоблоків різних напрямків та розмірів і 19 локальних блоків. Побудовано схематичну палеоструктурно-геологічну карту докам’яновугільних відкладів центральної частини ДДР та карту нафтогазоносності тектонічних блоків 1:200000 масштабу.
Проведений геолого-математичний аналіз по п’яти продуктивних комплексах. Показано, що в турнейсько-нижньовізейських відкладах розвинуті сингенетичні поклади ВВ з невеликою долею вторинних (міграційних). Підтверджено, що верхньовізейський комплекс є головним нафтогазогенеруючим і одним з двох основних акумулюючих комплексів ДДР, який характеризується розвитком як сингенетичних, так і міграційних покладів ВВ. Скупчення вуглеводнів серпуховського, середньокам’яновугільного та нижньопермсько-вехньокам’яновугільного нафтогазоносних комплексів на території досліджень, є вторинними утвореннями. За результатами впровадження вдосконаленої адаптованої автором методики вперше для регіону виконана ймовірносна оцінка ресурсів району досліджень та уточнені їх об'єми. Проведена переоцінка нерозвіданих ресурсів ВВ. Визначені напрямки подальших геологорозвідувальних робіт на нафту та газ на основі зонального та локального вивчення.
Ключові слова: Дніпровсько-Донецький рифтоген, тектонічні блоки, розлом, нафтогазоносність, нерозвідані ресурси, ймовірносна оцінка.
Стрыжак В.П. Геологическое строение Центральной части Днепровско-Донецкого рифтогена и ее нефтегазоносность. - Рукопись
Диссертация на соискание ученой степени кандидата геологических наук по специальности 04.00.01 – общая и региональная геология. – Институт геологических наук НАН Украины, Киев, 2003.
В работе освещаются особенности геологического строения, условия осадконакопления, геотектоническое развитие, разломно-блоковое деление территории и закономерности нефтегазоносности центральной части ДДР.
Одним из приоритетных районов ДДР с точки зрения потенциальных возможностей в наращивании углеводного сырья является его центральная часть, где, несмотря на многочисленные месторождения нефти и газа определена наибольшая плотность неразведанных ресурсов углеводородов (УВ). Поэтому выделение автором в этой части ряда нефтегазоперспективных объектов на основе проведенных исследований будет существенным резервом их освоения. На основе проведенных исследований геологических, геофизических материалов, анализа пробуренных скважин выделена Центральная глыба ДДР, осложненная тектоническими нарушениями.
По особенностям геологического строения, морфологии, размерам блоков, характеру нефтегазоносности в Центральной глыбе выделено три поперечных (Северо-Западный, Центральный, Юго-Восточный) и пять продольных (Северный и Южный прибортовые, Северный и Южный приосевые и Осевой) мезоблоков и 19 блоков, которые разделяются кроме разломов еще и разрывами, изучена их иерархия.
Построена карта докаменноугольных отложений центральной части ДДР и карта нефтегазоносности тектонических блоков масштаба 1:200000.
Проведен геолого-математический анализ по 5-ти продуктивным комплексам. Показано, что в турнейско-нижневизейских отложениях развиты сингенетичные залежи, с небольшой долей вторичных (миграционных). Верхневизейский комплекс является главным нефтегазогенерирующим и одним из двух основных аккумулирующих комплексов ДДР, характеризуется развитием, как сингенетичных, так и миграционных залежей. Залежи углеводородов серпуховского, среднекаменноугольного и нижнепермско-вехнекаменноугольного комплексов на данной территории являются вторичными образованиями.
По результатам внедрения адаптированной автором методики впервые для региона выполнена вероятностная оценка ресурсов района исследований и уточнены их объемы на основе усовершенствованных методик подсчета. Результаты оценки ресурсов УВ - по турнейско-нижневизейскому комплексу на 42,1% больше, чем по подсчету объемным методом, а по верхневизейскому - на 7,8%, серпуховскому - на 9,4%, среднекаменноугольному - на 27,2%, нижнепермско-верхнекаменноугольному -на 46,2% меньше.
Проведена переоценка неразведанных ресурсов УВ. На основе зонального и локального изучения определены направления дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ.
Ключевые слова: Днепровско-Донецкий рифтоген, тектонические блоки, разлом, нефтегазоносность, неразведанные ресурсы.
Stryzhak V.P Geological structure of the Central part of Dnieper-Donets riftogen and its petroleum potential. – Manuscript
A thesis for Candidate of geological sciences degree on speciality 04.00.01 – general and regional geology. - Institute of Geological Sciences NAS of Ukraine, Kiev, 2003.
The peculiarities of geological structure, sedimentation environment, geotectonic development, and regularities of petroleum reserves distribution in the Central part of DDR are featured in this study.
It has been delineated the Central Block of DDR, and 8 mezo-blocks of different orientation and 19 local blocks disturbed by faults have been recognized using available geological and geophysical data and analysis of the wells. The hierarchy of blocks has been studied too.
It was compiled a map on the top of Pre-Carboniferous sediments for the Central Block of DDR and a map of petroleum reserves for the above blocks of 1:200000 scale.
The geological-mathematical analysis for 5 oil and gas-bearing complexes has been carried out. It is shown that syn-genetic hydrocarbon pools (with little share of secondary, migrated ones) are developed in the Tournaisian – Lower Visean sediments. The Upper Visean complex is a principal oil and gas generating complex and it is one of two reservoir ones in the DDR and it is characterized by development both syn-genetic and migrated hydrocarbon pools. Hydrocarbon deposits in the Serpukhovian, Middle Carboniferous and Upper Carboniferous-Lower Permian complexes on the territory under consideration are of secondary origin.
An application of the adapted technique has been resulted for the first time for this region in probabilistic evaluation of the hydrocarbon resources of the area studied and the figures have been rectified using improved estimation techniques.
The results of hydrocarbon resources evaluation are follows: for Tournaisian-Lower Carboniferous they are greater on 42.1% comparing with volumetric technique, and down for Upper Visean one on 7.8%, for Serpukhovian one on 9.4%, for Middle Carboniferous one on 27.2%, and on 46.2% for Upper Carboniferous-Lower Permian complex. It is formulated recommendations to the practice and top-priority directions for oil and gas exploration and further steps for effective development and exploitation of energy resource of Ukraine are determined.
Key words: Dnieper-Donets riftogene, tectonic blocks, fault, oil and gas-bearingness, unexplored resources
|
