|
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ІВАНО-ФРАНКІВСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
НАФТИ І ГАЗУ
КолоС ВОЛОДИМИР ЯРОСЛАВОВИЧ
УДК 551.24+553.98(477)
ОСОБЛИВОСТІ ГЕОЛОГІЧНОЇ БУДОВИ
І ПЕРСПЕКТИВИ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ
ОХТИРСЬКОГО НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВОГО РАЙОНУ
Спеціальність 04.00.17 – Геологія нафти і газу
АВТОРЕФЕРАТ
дисертації на здобуття наукового ступеня
кандидата геологічних наук
Івано-Франківськ – 2003
Дисертацією є рукопис
Робота виконана в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу Міністерства освіти і науки України
Науковий керівник:
Доктор геолого-мінералогічних наук, професор Маєвський Борис Йосипович, Івано-Франківській національний технічний університет нафти і газу Міністерства освіти і науки України, завідувач кафедри геології та розвідки нафтових і газових родовищ
Офіційні опоненти:
Доктор геолого-мінералогічних наук Височанський Іларіон Володимирович, тематична партія бурового управління "Укрбургаз" Дочірньої компанії "Укргазвидобування", провідний геолог
Кандидат геолого-мінералогічних наук Чепіль Петро Михайлович, Державна геологічна служба Міністерства екології та природних ресурсів України, заступник голови
Провідна установа:
Львівське відділення Українського державного геологорозвідувального інституту Міністерства екології та природних ресурсів України, м. Львів
Захист відбудеться “16” жовтня 2003 р. о 1430 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради К 20.052.01 в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу Міністерства освіти і науки України (76019, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15).
З дисертацією можна ознайомитись у бібліотеці Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу (Україна, 76019, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15)
Автореферат розісланий “ 29 ” серпня 2003р.
Вчений секретар
спеціалізованої вченої ради,
кандидат геолого-мінералогічних наук Жученко Г.О.
ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ
Актуальність теми. Однією з найважливіших проблем економіки України є забезпеченість енергоносіями, в першу чергу вуглеводневою сировиною. Економічний спад в державі призвів до зниження видобутку вуглеводнів (ВВ) в її головному нафтогазовидобувному регіоні – Дніпровсько-Донецькій нафтогазоносній області (ДДНГО) і, в тому числі, Охтирському нафтогазопромисловому районі (ОНГПР).
Виконання Національної програми "Нафта і газ України до 2010 року" вимагає активізації досліджень, спрямованих на нарощування ресурсної бази держави, освоєння нових продуктивних комплексів та прогнозування нових зон нафтогазонакопичення з метою відкриття родовищ і покладів нафти і газу.
Починаючи з 1994 року, в Україні спостерігається виснаження наявної ресурсної бази, виникає необхідність буріння свердловин глибиною 5-6 км і більше, зменшився фонд антиклінальних структур, значно зросла кількість малорозмірних родовищ ВВ тощо.
Ці та інші фактори вимагають зосередження уваги на освоєнні територій з невеликими глибинами залягання продуктивних горизонтів; концентрації пошуково-розвідувального буріння на нафту і газ у районах з розвинутою інфраструктурою і мережею нафтогазопроводів, де збільшення нафтогазовидобутку можливе без додаткових витрат на облаштуванння відкритих родовищ і транспортування вуглеводневої сировини до місць її збуту та переробки; дослідженні маловивчених перспективних територій; науковому обгрунтуванні, розробці нових напрямків та виділенні першочергових об’єктів для проведення геологорозвідувальних робіт (ГРР).
Саме таким є ОНГПР, де видобувається левова частка нафти в Україні і є можливість стабілізувати і збільшити видобуток ВВ, а також забезпечити поповнення ресурсної бази.
В ОНГПР вперше в Дніпровсько-Донецькій западині (ДДЗ) встановлена промислова продуктивність порід фундаменту і девонських відкладів, що свідчить про їх високу перспективність в районі. Значна частина території ОНГПР приурочена до моноклінальних схилів, для яких характерні значні зміни товщин стратиграфічних комплексів осадового чохла в напрямку від приосьової до бортової зони ДДЗ, розвинута система тектонічних порушень, завдяки чому існують сприятливі геологічні передумови для утворення неантиклінальних пасток ВВ (НАП) (літологічних, літолого-стратиграфічних, тектонічно-екранованих і комбінованих) в осадовому чохлі і нетрадиційних - в породах фундаменту.
Науковому обгрунтуванню пошуків покладів ВВ, приурочених до НАП, і шляхів нарощування ресурсної бази ОНГПР присвячена дисертаційна робота.
Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Тема досліджень безпосередньо пов’язана з науковим обгрунтуванням і аналізом результатів виконання державних програм і планів ГРР на нафту і газ в Україні, геолого-тематичних та науково-дослідних розробок, виконаних автором під час роботи в Центрі геолого-тематичних досліджень (ЦГТД) відкритого акціонерного товариства „Укрнафта” і відкритому акціонерному товаристві "Український нафтогазовий інститут" (колишній "УкрдіпроНДІнафта"), а також висвітлених у ряді праць, опублікованих автором починаючи з 1983 р.
Виконані автором дослідження знайшли місце в Національній програмі “Нафта і газ України до 2010 р.”, а також уточненнях і корективах до неї, “Комплексній програмі вивчення перспектив нафтогазоносності кристалічного фундаменту Північного борту ДДЗ” (1989-1995 рр.), щорічних і перспективних планах регіональних, пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ (1983-2002 рр.) ВАТ “Укрнафта”, Держнафтогазпрому України і НАК “Нафтогаз України”.
Мета і задачі дослідження. Метою дисертаційної роботи є наукове обгрунтування пріоритетних напрямків ГРР на нафту і газ з метою нарощування ресурсної бази ВВ і розробка пропозицій щодо реалізації нафтогазового потенціалу ОНГПР.
Для реалізації цієї мети ставились і вирішувались наступні завдання:
- визначення особливостей геологічної будови території ОНГПР;
- проведення нафтогазогеологічного районування, визначення трендів нафтогазоносності (зон нафтогазонакопичення);
- якісна оцінка перспектив нафтогазоносності та районування території ОНГПР за ступенем нафтогазоперспективності;
- кількісна оцінка нерозвіданих ресурсів ВВ у районі;
- аналіз фонду та рейтингова оцінка нафтогазоперспективних (НГПО) і ранжування прогнозно-перспективних складнопобудованих об’єктів (ППСО);
- визначення пріоритетних напрямків та першочергових об’єктів для проведення ГРР.
Об’єкт дослідження. Геологічна будова, нафтогазоносність і нафтогазовий потенціал Охтирського нафтогазопромислового району.
Предмет дослідження. Формування, просторове розміщення та нафтогазоносність локальних об’єктів (родовищ, НГПО та ППСО).
Методи дослідження: структурно-тектонічний, літолого-фаціальний, палеоструктурного аналізу, порівняльних аналогій, комплексування, рейтингової оцінки, аналізу та систематизації геолого-геофізичної інформації (матеріалів).
Фактичним матеріалом для написання дисертації слугували дані по 38 родовищах ВВ, 45 НГПО (підготовлених до глибокого буріння і виявлених сейсморозвідкою) і 150 ППСО. Використані дані по 300 глибоких свердловинах, пробурених на Північному борту ДДЗ (ПнБ) і в Північній прибортовій зоні Дніпровського грабену (ПнПЗ), а також матеріали по 13 регіональних сейсмостратиграфічних профілях і результати детальних сейсморозвідувальних досліджень (за В.А.Рідколісом, М.Т.Турчаненком, С.М.Стовбою та ін.).
Наукова новизна одержаних результатів:
- детально проаналізовані особливості геологічної будови одного з найскладніших районів ДДНГО на якісно новому рівні і встановлено, що територія ОНГПР як з півночі на південь, так і з північного заходу на південний схід розташована в межах різнорідних тектонічних елементів;
- розширена перспективна територія ОНГПР завдяки обгрунтуванню нової північної межі нафтогазоперспективності;
- проведено нафтогазогеологічне районування району досліджень за ступенем перспективності на основі якісної оцінки перспектив нафтогазоносності;
- вперше визначені тренди нафтогазоносності;
- виконана нова оцінка нерозвіданих ресурсів ОНГПР;
- вперше встановлені градієнти товщин продуктивних комплексів, оптимальні для формування неантиклінальних пасток на монокліналях;
- визначені пріоритетні напрямки пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ та першочергові об’єкти для проведення ГРР.
Основні положення, що захищаються:
1. Наявність широкого спектру пасток антиклінального і неантиклінального (літолого-стратиграфічних, тектонічно-екранованих, комбінованих, нетрадиційних тощо) типів обумовлена особливостями геологічної будови Охтирського нафтогазо-промислового району.
2. Нова оцінка нерозвіданих ресурсів вуглеводнів у докембрійському, девонському, турнейсько-нижньовізейському, верхньовізейському і серпуховському продуктивних комплексах ОНГПР з суттєвим нарощуванням перспективної території по докембрійському і верхньовізейському комплексах на Північному борту до ізогіпси поверхні фундаменту –1,0 км і докембрійському – в межах Північної прибортової зони Дніпровського грабену.
3. Основні напрямки подальших геологорозвідувальних робіт в Охтирському нафтогазопромисловому районі пов’язані з пошуками покладів ВВ в турнейсько-нижньовізейському і верхньовізейському продуктивних комплексах та з інтервалом глибин 4-5 км, в яких зосереджено відповідно 67,5% і 47,8% нерозвіданих ресурсів ВВ району.
4. Пріоритетність нафтогазоперспективних (підготовлених до буріння і виявлених сейморозвідувальними роботами) об’єктів за рейтинговою оцінкою та прогнозно-перспективних – за результатами їх ранжування. Першочерговими серед підготовлених до буріння є 7 об’єктів (Тунівський, Різниківський, Мліївський та ін.), виявлених – 2 (Південно-Іванівський та Перехрестівський) і прогнозно-перспективних – 12 (Східно-Прокопенківський, Куп’євахівський, Південно-Хижняківський, Сидорицький та ін.).
Практичне значення одержаних результатів полягає у визначенні першочергових нафтогазоперспективних об'єктів, розробці рекомендацій на проведення сейморозвідувальних робіт та глибокого буріння з метою пошуків і розвідки нових родовищ і покладів нафти і газу в ОНГПР, що є вагомим внеском у виконання задачі стабілізації та збільшення нафтогазовидобутку в Україні.
Узагальнення, систематизація та аналіз нових і переінтерпретація більш ранніх геолого-геофізичних матеріалів та результатів глибокого буріння дозволили обгрунтувати модель геологічної будови території ОНГПР.
Оцінка видобувних нерозвіданих ресурсів ВВ, які найбільшою мірою характеризують перспективи нафтогазоносності території досліджень, становить 246,4 млн. т у.п. За новою оцінкою (станом на 01.01.2002 р.) 67,5% від усіх нерозвіданих ресурсів ВВ у районі (166,2 млн. т у.п.) зосереджено у турнейсько-нижньовізейському і верхньовізейському комплексах.
До важливих результатів досліджень слід віднести визначення оптимальних градієнтів товщин нижньокам’яновугільних комплексів порід (20-27 м/км), при яких існують сприятливі умови для формування НАП. Цей пошуковий критерій вперше запропоновано автором для виявлення НАП на моноклінальних схилах.
На основі встановлених в ОНГПР закономірностей розміщення родовищ і покладів ВВ, виділені тренди нафтогазоносності (зони нафтогазонакопичення): чотири – регіональних та шістнадцять – зональних, пов’язаних з продуктивними горизонтами турнейського і візейського ярусів нижнього карбону. Визначені тренди нафтогазоносності рекомендовано враховувати при плануванні пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ.
Результати досліджень, які можна оцінити за кількісними показниками, сприяють прогнозуванню нафтогазоносності надр, підвищенню ефективності ГРР на нафту та газ і використовуються при плануванні і проведенні пошуково-розвідувальних робіт ВАТ “Укрнафта”. Опубліковані за темою дисертації роботи висвітлюють не тільки наукове обгрунтування, але й практичні результати, що є свідченням їх впровадження у виробництво.
Особистий внесок здобувача. Здобувачем особисто узагальнені, проаналізовані і переінтерпретовані геолого-геофізичні матеріали по району досліджень, результати глибокого буріння, на основі чого була обгрунтована модель геологічної будови ОНГПР.
Нові геолого-геофізичні та геолого-промислові дані дозволили дисертанту обгрунтувати збільшення перспективної на пошуки нафти і газу території ОНГПР і на цій основі виконати нову оцінку нерозвіданих ресурсів району по п’яти продуктивних комплексах, які становлять 246,4 млн.т у.п. Здобувачем в районі досліджень виділені 4 регіональних та 16 зональних трендів нафтогазоносності (зон нафтогазонакопичення).
Аналіз особливостей палеогеоморфологічного розвитку ОНГПР дав можливість дисертантові визначити градієнти товщин продуктивних комплексів, оптимальні для утворення НАП на моноклінальних схилах (20-27 м/км).
В результаті рейтингової оцінки нафтогазоперспективних (45) об’єктів та ранжування прогнозно-перспективних (150), серед них визначені першочергові. За результатами виконаної оцінки нерозвіданих ресурсів ВВ по продуктивних комплексах і глибинах, здобувачем обгрунтовані пріоритетні напрямки ГРР на нафту і газ в ОНГПР.
Основна частина матеріалу, використаного в дисертаційній роботі, - це дослідження і аналіз результатів, які здобувач виконав особисто.
В опублікованих у співавторстві роботах дисертанту належать аналіз та систематизація результатів ГРР, структурно-тектонічне та нафтогазогеологічне районування, обгрунтування утворення нетрадиційних пасток у породах фундаменту, літолого-стратиграфічних пасток у нижньокам’яновугільних та девонських відкладах, наукове обгрунтування напрямків подальших ГРР на нафту і газ.
Апробація результатів дисертації. Результати досліджень і основні положення доповідалися на геологічних конференціях, нарадах, семінарах тощо, в тому числі на республіканській науково-технічній конференції молодих вчених і спеціалістів (Чернігів, 1986), нараді Міжвідомчої робочої групи з вивчення нафтогазоносності кристалічних порід фундаменту ДДЗ (Київ, 1990), Міжнародних науково-практичних конференціях “Нафта і Газ України” (Київ, 1994; Харків, 1996; Полтава, 1998, Київ, 2002), Міждержавній науковій конференції “Актуальные вопросы нефтяной палеогеоморфологии” (Чернігів, 1994), Міжнародній науковій конференції “Геологические и палеогеоморфологические аспекты нефтегазоносности” (Сімферополь, 1996), Міжнародній науковій конференції молодих вчених і спеціалістів “Нафтогазова геологія та геофізика України” (Чернігів, 2000), Міжнародній науково-практичній конференції “Генезис нафти і газу та формування родовищ в Україні” (Чернігів, 2001), Міжнародній науковій конференції “Геологія горючих копалин України” (Львів, 2001), Міжнародній науковій конференції “Геодинамика и нефтегазоносные системы Черноморско-Каспийского региона” (“Крым-2001”) (Сімферополь, 2001), Міжнародній науково-практичній конференції “Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморско-Каспийского региона” (Гурзуф, 2002), науково-технічних нарадах ВАТ “Укрнафта”, Держкомгеології, Держнафтогазпрому, НАК “Нафтогаз України” тощо.
Публікації. Матеріали дисертаційної роботи опубліковані в 31 науковій праці, включаючи вісім статей в фахових виданнях, передбачених ВАК України (з них одна самостійна), три препринти, тринадцять статей у збірниках наукових праць (з них одна самостійна) і сім є тезами доповідей (з них одна самостійна).
Обсяг і структура роботи. Дисертація складається із вступу, п’яти розділів основної частини, висновків. Текст роботи викладений на 111 сторінках друкованого тексту, ілюстрований 53 рисунками на 58 сторінках, 5 таблицями на 13 сторінках і 10 графічними додатками на 18 сторінці. Список використаних джерел включає 192 найменування на 21 сторінці.
Робота виконана під науковим керівництвом доктора геолого-мінералогічних наук, професора Бориса Йосиповича Маєвського, якому автор висловлює глибоку подяку за постійну увагу, цінні поради і всебічну підтримку при виконанні дисертаційної роботи.
Автор висловлює щиру подяку за професійні поради, практичну допомогу і підтримку під час виконання роботи М.Я.Алексеєвій, М.Г.Відіборцю, З.Я.Войціцькому, В.В.Гладуну, Т.Є.Довжок, М.І.Євдощуку, Б.П.Кабишеву, В.П.Клочку, В.О.Краюшкіну, Б.Л.Крупському, І.М.Куровцю, Я.Г.Лазаруку, Р.М.Окрепкому, О.П.Петровському, Т.М.Пригаріній, В.П.Стрижаку, В.Г.Трачуку, В.О.Федишину, Ю.В.Філатову, О.Г.Цьосі, М.М.Чайку, М.О.Щелінському, колективу кафедри геології та розвідки нафтових і газових родовищ ІФНТУНГу.
основний зміст РОБОТИ
стан вивченості та проблеми нафтогазоносності
охтирського нафтогазопромислового району
Охтирський нафтогазопромисловий район (ОНГПР) Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної області (ДДНГО) є провідним нафтогазовидобувним районом в Україні. Розташований в межах Талалаївсько-Рибальського нафтогазоносного району (НГР) - на півдні і НГР Північного борту - на півночі. Їх межею слугує Північне крайове порушення Дніпровсько-Донецького авлакогену (ДДА).
Саме тут, поблизу м. Ромни Сумської обл. в 1937 р. була відкрита перша нафта в Східному регіоні України. В 1957 р. було відкрито Качанівське нафтогазоконденсатне родовище із значним поверхом нафтогазоносності (понад 2000 м) від девонських до мезозойських відкладів.
В 1976-1977 рр. вперше в Україні в ОНГПР була встановлена промислова нафтогазоносність девонських відкладів (Бугруватівське, Козіївське родовища), а в 1985 р. на Хухринській площі ПнБ був отриманий промисловий приплив нафти з газом з порід докембрійського фундаменту.
Геолого-геофізична вивченість району досліджень досить висока. На цей час тут практично завершені пошукові сейсморозвідувальні дослідження МСГТ масштабу 1 : 50 000 на всій території ПнПЗ, а на ПнБ – переважно до ізогіпси залягання поверхні кристалічного фундаменту –1,5 км. Крім того, тут проведені регіональні сейсморозвідувальні дослідження КМЗХ, граві-, електро- і магнітометричні зйомки різної детальності, аерокосмогеологічні, геохімічні, спектрометричні, біолокаційні та інші види досліджень.
В ОНГПР пробурено близько 800 параметричних, пошукових, розвідувальних та експлуатаційних свердловин загальним метражем понад 3 млн. метрів.
Вивченість ПнПЗ та ПнБ глибоким бурінням в межах ОНГПР істотно відрізняється: для першої характерні фонові значення близько 500 м/км2, для другої – 15 м/км2.
При загальній розвіданості глибоким бурінням в районі 18,5 км2 на 1 свердловину, для території ПнПЗ ця величина становить 7,5 км2 на 1 свердловину, а для ПнБ – 220 км2 на 1 свердловину.
В ОНГПР відкрито 38 родовищ ВВ, освоєність початкових сумарних ресурсів складає близько 65%.
Останнім часом в Україні спостерігається виснаження наявної ресурсної бази, фонд антиклінальних структур різко скоротився, виникла необхідність буріння свердловин глибиною 5-6 км і більше, відкриття крупних та середніх за запасами родовищ стали рідкісним явищем.
Аналіз пасткових умов встановлених покладів ВВ свідчить, що 85% останніх пов’язані з пластовими склепінними пастками, а решта - приурочені до НАП. Це закономірно, оскільки традиційна сейсморозвідка спрямована саме на виявлення пасток антиклінального типу.
В теперішній час і у майбутньому основні перспективи відкриття родовищ і покладів ВВ у районі досліджень слід пов’язувати з неантиклінальними пастками.
Стабілізація і подальше нарощування видобутку ВВ вимагає поповнення ресурсної бази, відкриття та введення в розробку нових родовищ нафти і газу, що потребує залучення до пошуків маловивчених територій, комплексів і перспективних об'єктів, пов'язаних з неантиклінальними і комбінованими пастками в осадовому чохлі та нетрадиційними - у фундаменті.
ОСНОВНІ РИСИ І ОСОБЛИВОСТІ ГЕОЛОГІЧНОЇ БУДОВИ
У вивченні геологічної будови ДДЗ (ДДНГО) з висвітленням деяких питань по ОНГПР брала участь значна кількість дослідників, роботи яких враховані здобувачем (М.П.Балуховський, В.Г.Бондарчук, С.О.Варичев, Г.І.Вакарчук, І.В.Височанський, В.К.Гавриш, М.І.Галабуда, В.Г.Дем'янчук, Г.Н.Доленко, М.І.Євдощук, О.М.Істомін, Б.П.Кабишев, В.О.Краюшкін, О.Ю.Лукін, Б.Й.Маєвський, В.Б.Порфір'єв, В.Б.Соллогуб, І.І.Чебаненко, А.В.Чекунов, М.В.Чирвінська, П.Ф.Шпак та ін.).
Геологічній будові території ОНГПР, в тому числі ПнБ чи ПнПЗ, також присвячені роботи: Ю.О.Арсірія, М.Г.Відіборця, В.В.Гладуна, Є.С.Дворянина, А.Г.Демидьонка, Є.М.Довжка, Т.Є.Довжок, М.Г.Єгурнової, М.М.Здоровенка, М.П.Зюзькевича, В.П.Клочка, В.В.Колодія, Б.Л.Крупського, В.П.Лебедя, Р.М.Окрепкого, С.Г.Омелянчука, П.Т.Павленка, М.І.Пономаренка, Т.М.Пригаріної, Б.Й.Слишинського, В.І.Созанського, С.М.Стовби, В.Г.Трачука, О.Г.Цьохи, та ін.
Складна геологічна будова ОНГПР зумовлена древньою субмеридіональною (поперечною) і пізньопалеозойською субширотною (поздовжньою) зональністю Дніпровсько-Донецького авлакогену (ДДА).
В геологічній будові району приймає участь комплекс порід осадового чохла, що перекриває кристалічні породи докембрійського фундаменту, поверхня якого на ПнБ залягає на глибинах від 1,0 км – на півночі до 3,0-3,5 км – на півдні, поблизу зони Північного крайового порушення. В ПнПЗ поверхня кристалічних порід фундаменту занурюється до 7 км чи трохи більше.
В тектонічному плані район приурочений до ПнПЗ Дніпровського грабену на півдні і ПнБ - на півночі, з межею між ними по Північному крайовому порушенню, і охоплює Подільсько-Брянський – на заході та Дніпровсько-Курський (Курсько-Середньопридніпровський) – на сході мегаблоки, включаючи і Криворізько-Кременчуцько-Крупецьку міжмегаблокову шовну зону субмеридіонального простягання, що їх розділяє.
По меридіану, який проходить через середину прибортової Синівської западини ДДЗ (Криворізько-Кременчуцько-Крупецька міжмегаблокова шовна зона), ОНГПР розділяється на Роменську і Охтирську ділянки.
На Роменській ділянці в межах ПнПЗ з півночі на південь виділяється зона прибортових западин північно-західного простягання і зона крайових виступів фундаменту (Талалаївсько-Липоводолинська), яка по серії розломів контактує з приосьовою найбільш зануреною частиною грабена. На Охтирській ділянці такого розчленування не існує.
До особливостей геологічної будови ОНГПР слід віднести наявність чітко відокремлених ділянок борту і прибортової зони ДДЗ.
ПнБ побудований менш складно, ніж ПнПЗ - в розрізі осадового чохла тут відсутні девонські, турнейські, нижньовізейські, нижньопермсько-верхньокам’яновугільні відклади, а також суттєво зменшується товщина всіх стратиграфічних комплексів.
Для ПнБ характерна відносно слабка дислокованість осадового чохла, відсутність проявів соляної тектоніки, крупних антиклінальних валів, розвиток переважно структур облягання невеликих розмірів. Сейсморозвідувальними роботами МСГТ тут виявлено ряд структур, які мають штампову природу. Вони, як правило, утворюють валоподібні ланцюжки малоамплітудних складок, більшість з яких приурочена до протяжних малоамплітудних розломів північно-західної орієнтації. Характерною їх особливістю є наявність незгідного скиду, яким ускладнені нечітко виражені північні схили піднять. Поперечна зональність на ПнБ, як і в цілому в ДДЗ, виражена менш чітко.
Геологічна будова району досліджень виключно сприятлива для формування пасток неантиклінального типу. Так, в ПнПЗ на фоні моноклінального схилу розвинута система зонально поширених додатніх антиклінальних структур – валів і малих валів, приурочених головним чином до виступів кристалічного фундаменту, а також від’ємних - малих депресій. На схилах як усієї прибортової зони, так і валоподібних піднять і малих депресій, формувалися літологічні, літолого-стратиграфічні і комбіновані пастки.
З точки зору формування неантиклінальних пасток ПнБ також видається перспективним. По-перше, у його межах більш контрастно проявилася розломно-блокова тектоніка кристалічного фундаменту, а по-друге, на фоні мілкого моря і прибережних умов відбувалося періодичне зміщення берегової лінії палеобасейну, яка контролює зональне поширення пасток ВВ.
Загалом у нижньокам’яновугільний час седиментація продуктивних горизонтів відбувалася, головним чином, у мілководно-морських і прибережних умовах, і характер поширення колекторів багато в чому залежав від палеогеоморфології дна басейну.
Розломно-блокова тектоніка фундаменту і нижньої частини осадового чохла відігравала визначальну роль в історії геотектонічного розвитку і формуванні тектонічно-екранованих пасток в осадовому чохлі та нетрадиційних об'єктів - у фундаменті.
НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ ТА НАФТОГАЗОГЕОЛОГІЧНЕ РАЙОНУВАННЯ
Розробці питань нафтогазоносності і нафтогазогеологічного районування присвячені роботи багатьох фахівців. По ДДНГО (з розглядом окремих питань по ОНГПР) це дослідження: Ю.О.Арсірія, І.В.Височанського, Г.І.Вакарчука, С.О.Варичева, М.І.Галабуди, В.К.Гавриша, В.В.Гладуна, Є.М.Довжка, Т.Є.Довжок, Є.С.Дворянина, А.Г.Демидьонка, І.І.Дем'яненка, Г.Н.Доленка, М.І.Євдощука, М.П.Зюзькевича, М.М.Іванюти, О.М.Істоміна, Б.П.Кабишева, В.В.Колодія, В.О.Краюшкіна, В.В.Крота, Б.Л.Крупського, Я.Г.Лазарука, В.П.Лебедя, О.Ю.Лукіна, М.І.Мачужака, Б.Й.Маєвського, В.І.М'ясникова, К.К.Філюшкіна, П.Т.Павленка, В.Б.Порфір'єва, Т.М.Пригаріної, В.І.Созанського, О.Г.Цьохи, І.І.Чебаненка, П.М.Чепеля, П.Ф.Шпака, О.С.Щерби та ін.
Охтирський нафтогазопромисловий район (ОНГПР) забезпечує близько половини видобутку нафти в Україні. Він охоплює Талалаївсько-Рибальський нафтогазоносний район (НГР) (практично увесь) і частину НГР Північного борту.
В межах ОНГПР на ПнБ встановлені докембрійський і верхньовізейський продуктивні комплекси, в ПнПЗ - девонський, турнейсько-нижньовізейський, верхньовізейський, серпуховський, середньокам’яновугільний, верхньокам’яновугільно-нижньопермський і мезозойський комплекси.
В ОНГПР сконцентровано 38 родовищ ВВ з 185 покладами (168 - в нижньому карбоні, 5 - в девоні, 1 - в породах фундаменту, 11 - у відкладах верхнього і середнього карбону, нижньої пермі, тріасу та юри).
На основі структурно-тектонічного районування ДДА із застосуванням критеріїв нафтогазоносності автором проведено нафтогазогеологічне районування території ОНГПР за ступенем перспективності.
Північна межа нафтогазоперспективності прийнята по глибині залягання поверхні фундаменту 1000 м, що обгрунтовується:
- різкою зміною градієнту занурення поверхні фундаменту;
- співпаданням ізогіпси поверхні фундаменту мінус 1000 м з межею між карбонатною товщею С2 - С1 на півночі і теригенною, розвинутою південніше;
- наявністю вод хлоркальцієвого типу на глибинах 700-2000 м у відкладах візейського і серпуховського ярусів та переважно метановим складом водорозчинених газів;
- відкриттям родовищ ВВ на глибинах менше 1000 м у межах ПнБ на території Росії.
За результатами аналізу встановленої в ОНГПР нафтогазоносності, закономірностей розміщення родовищ і покладів, а також літофаціальних особливостей продуктивних комплексів, автором виділені тренди нафтогазоносності (зони нафтогазонакопичення) по продуктивних горизонтах нижньокам'яновугільних відкладів: 4 регіональних (протяжністю 250 км і більше) та 16 зональних (протяжністю 40-120 км). Поняття “тренд”, або “лінійна перспективна зона”, вживається американськими геологами з ХІХ ст. для характеристики переважно структурних закономірностей розміщення родовищ (А.Перродон. История крупных открытий нефти и газа: Пер. с англ. - М.: Мир, 1994. - 255 с.).
Регіональні тренди нафтогазоносності пов'язані з продуктивними горизонтами Т-1 (Скороходівсько - Ярмолинцівсько - Валюхівсько - Тимофіївсько - Козіївський), В-20 (Нинівсько - Артюхівсько - Гадяцько - Тимофіївсько - Бугруватівський), В-17 (Ромашівсько - Південно-Панасівсько - Тимофіївсько -Козіївський) і В-16 (Південно-Панасівсько - Тимофіївсько - Козіївський).
Зональні тренди нафтогазоносності приурочені до продуктивних горизонтів турнейсько-нижньовізейського комплексу - Т-3, В-26 і верхньовізейського - від В-22 до В-14.
Саме у зонах виділених трендів можуть бути відкриті нові поклади ВВ у відповідних трендам продуктивних горизонтах.
На основі критеріїв нафтогазоносності по ОНГПР виконана якісна оцінка перспектив нафтогазоносності та наступне районування території за ступенем перспективності.
При цьому були враховані такі провідні критерії: для умов акумуляції ВВ - колекторські властивості порід і приуроченість покладів до зон нафтогазонакопичення; міграції та збереження – класи покришок (якість флюїдоупорів) за результатами досліджень О.Ю. Лукіна та ін., 1992 р., та вміст ВВ у водорозчинених газах (за Романюком О.Ф та ін., 1992; Височанським І.В. та ін., 1991). При розгляді питання про поширення того чи іншого типу пасток перевага надавалась структурно-тектонічному фактору як провідному при їх формуванні.
Зони якісної оцінки перспектив нафтогазоносності порід фундаменту виділені на основі паралелізації їх з відповідними оцінками осадового комплексу, що перекриває фундамент.
Побудовані карти якісної оцінки перспектив нафтогазоносності поєднують умови міграції, акумуляції та збереження ВВ по основних продуктивних комплексах (докембрійському, девонському, турнейсько-нижньовізейському, верхньо-візейському і серпуховському). При цьому враховані стан промислової нафтогазоносності та останні результати пошуково-розвідувальних робіт в ОНГПР.
Карти якісної оцінки перспектив нафтогазоносності характеризують на добре вивчених ділянках стан початкових ресурсів вуглеводневої сировини, а на маловивчених (зокрема ПнБ) - нерозвіданих.
По кожному продуктивному комплексу виділені наступні зони перспективності: високоперспективна, перспективна, помірно-перспективна, малоперспективна та умовно-перспективна.
НАФТОГАЗОВИЙ ПОТЕНЦІАЛ
Аналіз ресурсної бази ОНГПР свідчить про досить високий ступінь освоєності регіону. Нерозвіданими тут залишилися 35% початкових ресурсів ВВ.
На основі проведеної якісної оцінки перспектив нафтогазоносності виконано кількісну оцінку нерозвіданих ресурсів ВВ у межах ОНГПР станом на 01.01.2002 р. по докембрійському, девонському, турнейсько-нижньовізейському, верхньовізейському і серпуховському продуктивних комплексах, з урахуванням кількісної оцінки ресурсів ВВ в ДДЗ (Б.П. Кабишев, Т.М. Пригаріна, 1995).
В якості основного для оцінки ресурсів був застосований метод порівняльних аналогій, сутність якого полягає у виборі добре вивчених (еталонних) ділянок, визначенні на них щільності початкових ресурсів і поширенні цієї щільності на невивчені та слабовивчені території із застосуванням понижуючих коефіцієнтів аналогії за якість колекторів, покришок, товщину комплексу, гідрогеологічну закритість надр і щільність структурних пасток.
Основною відмінністю авторського підрахунку від попередніх є суттєве нарощування перспективної території по докембрійському і верхньовізейському комплексах на ПнБ до ізогіпси поверхні фундаменту –1,0 км, і докембрійському у ПнПЗ – на всій території ОНГПР, а не лише у вузькій прирозломній його частині.
Нерозвідані ресурси і попередньо оцінені запаси досередньокам'яновугільних відкладів в ОНГПР станом на 01.01.2002 р. складають 246,4 млн.т умовного палива, що є резервом для подальших пошуково-розвідувальних робіт і поповнення ресурсної бази. У загальному їх обсязі прогнозні ресурси (кат. Д) складають 63%, перспективні ресурси (кат. С3) - 26% і попередньо оцінені запаси (кат. С2) - 11%.
Розподіл нерозвіданих ресурсів ВВ по продуктивних комплексах наступний: верхньовізейський – 110,8 млн. т у.п. (45%); нижньовізейсько-турнейський – 55,4 млн. т у.п. (22,5%); девонський – 47,1 млн. т у.п. (19%); докембрійський – 23,7 млн. т у.п. (9,6%); серпуховський – 9,4 млн. т у.п. (3,9%).
Найбільша частка нерозвіданих ресурсів пов'язана з двома нижньокам’яновугільними комплексами – нижньовізейсько-турнейським та верхньовізейським (67,5%). Високий вуглеводневий потенціал цих продуктивних комплексів проявляється як у значній кількості виявлених покладів ВВ, приурочених до них, так і вищих щільностях нерозвіданих ресурсів порівняно з іншими комплексами. Перспективність їх зростає у південному напрямку, досягаючи 50-100 тис.т/км2.
Виходячи із щільності нерозвіданих ресурсів ВВ, Охтирська ділянка ОНГПР видається дещо перспективнішою, ніж Роменська.
За глибинами нерозвідані ресурси району розподіляються наступним чином: на глибинах до 3 км зосереджено 41,2 млн.т умовного палива (16,7%), в інтервалі глибин 3-4 км – 49,2 млн.т умовного палива (20%), 4-5 км – 117,7 млн.т умовного палива (47,8%), 5-6 км – 27 млн.т умовного палива (11%), 6-7 км – 11,1 млн.т умовного палива (4,5%).
84,5% нерозвіданих ресурсів ОНГПР зосереджено на глибинах до 5 км, а найбільша їх частка (47,8%) припадає на інтервал глибин 4-5 км, з яким пов'язуються основні перспективи нафтогазоносності. За кількісною оцінкою до глибини 5 км більш перспективною є Охтирська ділянка району. Фонові значення щільності ресурсів тут складають 30-50 тис.т/км2, тоді як на Роменській – 20-30 і 10-20 тис.т/км2.
Окремо слід відмітити ще недостатньо оцінений нафтогазовий потенціал ПнБ на Роменській ділянці. Хоча за геологічними передумовами він видається дещо нижчим порівняно з Охтирською, але відкриття тут родовищ ВВ (Турутинське, Володимирівське) уявляється не випадковим явищем. Недостатня вивченість цієї частини борту глибоким бурінням знижує достовірність прогнозів, які можуть бути уточнені за умови опошукування перспективних структур.
Стабілізація і нарощування видобутку ВВ можливі лише за умови поповнення ресурсної бази, різкого зростання приростів запасів. Основними завданнями при нарощуванні запасів є ретельний вибір і підготовка перспективних об’єктів, прогноз їх нафтогазоносності за комплексом геолого-геофізичних досліджень.
З 38 родовищ ВВ, відкритих в ОНГПР, 12 перебувають в пошуково-розвідувальному бурінні (на трьох з них роботи законсервовані), і на державному балансі станом на 01.01.2002 р. по них обліковується 23 048 тис. т у.п. запасів категорії С2 і 16 703 тис.т у.п. перспективних ресурсів категорії С3.
Подальший розвиток ГРР на нафту і газ залежить від наявного фонду нафтогазоперспективних об’єктів (НГПО) - підготовлених до глибокого буріння і виявлених сейсморозвідувальними дослідженнями.
В ОНГПР налічується 45 НГПО, з яких 29 - підготовлених до глибокого буріння (8 перебувають в пошуково-розвідувальному бурінні, на трьох з них роботи законсервовані) і 16 - виявлених сейсморозвідкою. Перспективні ресурси НГПО складають 48 105 тис.т у.п., що є резервом для нарощування ресурсної бази району.
Виявлені сейсморозвідкою НГПО потребують проведення деталізаційних сейсморозвідувальних досліджень та локального прогнозу нафтогазоносності з метою підготовки їх до глибокого буріння.
Крім НГПО, в районі визначено і систематизовано 150 прогнозно-перспективних складнопобудованих об’єктів (ППСО), з яких 37 (25%) приурочено до малоамплітудних антиклінальних пасток і 113 (75%) - неантиклінальних (літологічних, літолого-стратиграфічних – 20; тектонічно-екранованих – 50; комбінованих – 43 об’єкта). Всього на ПнБ знаходиться 62 об’єкти, в ПнПЗ – 88. ППСО потребують подальшого вивчення з метою переведення їх у фонд НГПО.
Ці об’єкти виділені з урахуванням результатів проведених сейсмічних (за якими прогнозні об’єкти не мають достатньої вивченості відповідних параметрів для переведення їх у фонд виявлених структур), граві-, магніто-, електророзвідувальних, дистанційних, геохімічних, біолокаційних, спектрометричних та інших досліджень, геолого-тематичних і науково-дослідних робіт.
Проведені науково-дослідні і геолого-тематичні роботи, аналіз розповсюдження і кореляція пластів-колекторів у турнейсько-нижньовізейському комплексі порід дозволили виділити ряд ППСО, пов’язаних з літологічними та комбінованими пастками. Як правило, це НАП літолого-тектонічного типу, де по підняттю порід-колекторів флюїдоупором є літологічний екран, а боковими - тектонічні порушення.
Особливістю геологічної будови ОНГПР є наявність моноклінальних схилів, де різке нарощування товщин відкладів з певним (оптимальним) градієнтом сприяє формуванню НАП (наприклад, Волошківське родовище з покладами у пастках літологічного типу, де градієнт товщин ХІІа м.ф.г. складає близько 22 м/км).
За результатами експрес-аналізу товщин нижньокам'яновугільних відкладів визначено оптимальні значення (20-27м/км) їх градієнтів, за яких існують сприятливі умови для формування НАП, і запропоновано застосовувати їх в якості критерія при визначенні перспектив пошуків неантиклінальних пасток. За результатами аналізу побудованих карт товщин нижньокам’яновугільних відкладів та їх градієнтів в ОНГПР визначено ділянки, перспективні для виявлення НАП.
ОСНОВНІ НАПРЯМКИ ПОШУКІВ ВУГЛЕВОДНІВ
І НАРОЩУВАННЯ РЕСУРСНОЇ БАЗИ
| 
