Библиотечный каталог авторефератов Украины

НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ

ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЧНИХ НАУК

ДЕМ`ЯНЕНКО Іван Іванович

УДК 553.98+551.73/.78:550.8(477.4/5)

Особливості розподілу  покладів  вуглеводнів        в гіпсометричних  поверхах  НАФТОГАЗОНОСНОСТІ

ФАНЕРОЗОЮ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ ЗАПАДИНИ 

та  основні  принципи  їх  пошуків  і  розвідки

Спеціальність 04.00.17 – Геологія нафти і газу

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня

доктора геологічних наук

Київ 1998

Дисертацією є рукопис

Робота виконана в Чернігівському відділенні Українського Державного геологорозвідувального інституту Держкомгеології України

Офіційні опоненти:

Доктор геолого-мінералогічних наук, Заслужений працівник промисловості України, завідувач відділу Українського науково-дослідного інституту природних газів (м.Харків)

Істомін Олександр Миколайович

Доктор геолого-мінералогічних наук, професор, Заслужений працівник народної освіти України, професор кафедри геології і розвідки нафтових і газових родовищ Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу

Орлов Олександр Олександрович

Доктор геолого-мінералогічних наук, провідний геолог Державного геологічного підприємства Полтавнафтогазгеологія

Височанський Іларіон Володимирович

Провідна установа – Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН

України (м. Львів)

Захист відбудеться  12 жовтня 1999 р. об 11 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 26.162.02 в Інституті геологічних наук НАН України за адресою: 252054, м. Київ – 54, вул. О.Гончара, 55 б.

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці Інституту геологічних наук НАН України

Автореферат розіслано 02 вересня 1999 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради,

кандидат геолого-мінералогічних наук                                 Г.М.Ладиженський

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність проблеми. Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ) є головним нафтогазовидобувним  регіоном України. Основні прогнозні ресурси нафти і газу республіки також містяться в ДДЗ. Тому всебічне вивчення будови і нафтогазоносності регіону для наукового обгрунтування напрямку і вдосконалення методики пошуково-розвідувальних робіт, спрямованих на виявлення і розвідку нових покладів нафти і газу з метою стабілізації видобутку та забезпечення приростів запасів вуглеводнів (ВВ) на перспективу є важливим і нагальним науково-практичним дослідженням. На вирішення  цих проблем нафтогазової геології направлені результати досліджень, які викладені в дисертації. Виявлені особливості і типи нафтогазоносних об`єктів, гіпсометричні локалізації покладів нафти і газу у розкритому розрізі фанерозою ДДЗ сприяють раціональному вибору напряму пошуків і розвідки покладів вуглеводнів, дозволяють прогнозувати можливі геологічні результати пошуково-розвідувальних робіт на нових перспективних об`єктах, які ще не вивчені бурінням. Розроблена принципова багатофакторна схема пошуків і розвідки покладів ВВ, обгрунтовані основні напрями і принципи удосконалення проблем методики пошуків і розвідки нафтових і газових покладів в пастках перспективних структур фанерозою, що сприяє оптимізації сучасних пошуково-розвідувальних робіт і підвищенню їх ефективності.

Зв`язок роботи з науковими програмами, темами. Робота має безпосередній зв`язок з науково-дослідними роботами УкрДГРІ, в яких автор брав участь як виконавець, відповідальний виконавець і науковий керівник з 1963 року, працюючи в Чернігівському відділенні УкрДГРІ; галузевою науково-технічною програмою "Пошук і розвідка"; національною програмою "Нафта і газ України"; науковою проблемою "Удосконалення і геолого-економічне обгрунтування методики пошуків і розвідки родовищ нафти і газу в різних геологічних умовах з метою підвищення ефективності геологорозвідувальних робіт і надійності оцінки запасів".

Метою дослідження було вивчення геологічної будови і нафтогазоносності  продуктивних структур та їх пасток в розкритому розрізі фанерозою ДДЗ, виявлення особливостей гіпсометричної локалізації покладів нафти і газу та прогноз можливих гіпсометричних інтервалів нафтогазоносності, розробка пропозицій щодо проблем удосконалення методики пошуків і розвідки покладів нафти і газу.

Основні завдання дослідження:

- вивчення геології і нафтогазоносності локальних структур фанерозою ДДЗ;

- аналіз вуглеводневого заповнення пасток, продуктивних горизонтів, структур і відкладів;

- вивчення гіпсометричної локалізації покладів ВВ і можливостей виявлення нових гіпсометричних інтервалів нафтогазоносності в розрізі фанерозойських відкладів ДДЗ;

- наукове обгрунтування геологічних моделей основних типів родовищ та аналіз результатів впливу їх на ефективність пошуків і розвідки покладів нафти і газу;

- визначення особливостей основних критеріїв пошуків і розвідки покладів нафти і газу та шляхів вирішення проблеми удосконалення методики виявлення і розвідки покладів ВВ в розкритому розрізі фанерозою ДДЗ.

Поставлені завдання вирішувалися з використанням комплексного аналізу і систематизації геолого-геофізичних матеріалів з геології та нафтогазоносності структур, пасток, родовищ, продуктивних відкладів фанерозою і регіону в цілому. Використані різні методи для дослідження проблем гіпсометрії нафтогазової геології і процесу пошуків та розвідки покладів нафти і газу в ДДЗ та інших регіонах.

Фактичним матеріалом дослідження послужили дані з геології і нафтогазоносності 145 родовищ, матеріали 718 пластових покладів ВВ з установленими абсолютними відмітками нафтоводяних і газоводяних контактів (НВК і ГВК), результати буріння свердловин, що розкрили відклади фанерозою. Аналізувалась еволюція поточних геофізичних і геологічних моделей пошуково-розвідувальних об`єктів на різних стадіях геологорозвідувального процесу на нафту і газ, вивчались і враховувались численні опубліковані і фондові рукописні матеріали з геології, нафтогазоносності, методики пошуків і розвідки, підрахунку та розподілу запасів нафти і газу в фанерозої ДДЗ. Крім того, використовувались опубліковані матеріали по Західно-Сибірській, Лєно-Тунгуській, Тімано-Печорській і Волго-Уральській провінціях, Південо-Мангишлацькому, Прип`ятському і Передкарпатському прогинах та інших регіонах. В основу роботи покладені результати досліджень автора з геології і нафтогазоносності фанерозою ДДЗ та інших регіонів, отримані за 35 років виконання науково-дослідних робіт в Чернігівському відділенні Українського державного геологорозвідувального інституту.

Наукова новизна:

а) на якісно новому рівні вивченості ДДЗ підтверджено, що основні типи нафтогазоносних структур у відкладах фанерозою представлені об`єктами антиклінальної і гемібрахіантиклінальної будови. Особливістю подальших перспектив є те, що вони будуть пов`язані переважно з похованими і дисгармонійними різновидами. Через значну вивченість  наскрізних структур їх кількість серед нових об`єктів буде незначною.

б) обгрунтована необхідність відмовитись від терміну "структурні пастки", який вживається в нафтогазовій геології. Запропонована автором у 1988 році класифікація пасток ДДЗ була першою класифікацію, яка надала системну характеристику морфогенетичного різноманіття продуктивних пасток в регіоні.

в) виявлені особливості заповнення пасток ВВ по відношенню до гіпсометрії структурних планів і зміни величини коефіцієнта заповнення пасток від гіпсометричного положення покрівлі покладів, встановлені тенденції залежності площі покладу від площі пасток, висоти покладів від висоти пасток, коефіцієнта заповнення пасток від висоти пасток.

г) вперше здійснено аналіз гіпсометричної локалізації покладів ВВ, виділені гіпсометричні загальні і регіональні поверхи нафтогазоносності в розрізі відкладів фанерозою.

д) досліджені особливості поширення запасів нафтових, газових і газоконденсатних покладів і продуктивних площ в залежності від абсолютної глибини їх залягання.

е) вперше встановлена періодичність повторення гіпсометричних рівнів з максимальною концентрацією покладів ВВ. Ця особливість простежується в інших нафтогазоносних регіонах і має міжрегіональне значення. Прогнозується існування нових гіпсометричних продуктивних інтервалів у відкладах фанерозою.

є) науково обгрунтовані геологічні моделі будови основних типів родовищ в гіпсометричних поверхах нафтогазоносності і розроблені рекомендації по напрямках і концентрації обсягів буріння.

ж) виявлені особливості основних критеріїв пошуків і розвідки родовищ, розроблена принципова багатофакторна схема пошуків та розвідки покладів ВВ, що приурочені до певних типів структур і пасток в різних гіпсометричних поверхах.

Практичне значення роботи. Більшість прогнозних гіпсометричних локальних максимумів покладів ВВ, які автором передбачались в розрізі відкладів регіону ще в 1976 році, підтвердились пошуково-розвідувальними роботами. Локальні максимуми виявлені у нижньокам`яновугільних відкладах в інтервалі мінус 4250 – 4450 м і середньокам`яновугільних – на глибині мінус 2950 м. Як і прогнозувалось, у мезозойських відкладах локальний максимум не виявлено. Реалізація наукових розробок дисертанта на конкретних об`єктах сприяла відкриттю нових покладів нафти і газу, отриманню приростів запасів і підвищенню ефективності пошуків і розвідки нафтових і газових родовищ у відкладах фанерозою. Більше ніж у п`ятдесяти практичних рекомендаціях, виданих дисертантом і в співавторстві, розроблені пропозиції подальшого раціонального розвитку геологорозвідувальних робіт в ДДЗ, на окремих її територіях і зонах, обгрунтовані напрями і методика пошуково-розвідувальних робіт в різних типах пасток на шістдесяти чотирьох родовищах. Результати досліджень використовувались у щорічних наукових обгрунтуваннях планів геологорозвідувальних робіт в ДДЗ на 1982-1999 р.р., постійним співавтором яких дисертант є, починаючи з 1982 року. Впровадження рекомендацій сприяло відкриттю нових покладів ВВ у серпуховських і візейських відкладах (Нарижнянське, Південно-Панасівське, Щурівське та інші родовища), оптимізації пошукових робіт і підвищенню ефективності розвідки родовищ (Андріяшівське, Безлюдівське, Василівське, Вишнівське, Волошківське, Голотовщинське, Коржівське, Луценківське, Савинківське, Софіївське, Співаківське, Тростянецьке, Шумське, Ярошівське та інші). Тільки від рекомендацій, впроваджених на Василівському, Липоводолинському, Луценківському, Нарижнянському, Південно-Панасівському, Рудівському, Свиридівському і Червонозаводському родовищах, отримано приріст запасів 7,065 млрд.м3 газу і 0,740 млн.т нафти і конденсату, що підтверджено відповідними документами. Ряд рекомендацій знаходиться на стадії впровадження. Отже, результати науково-дослідних робіт здобувача мають прямий вихід на практику геологорозвідувальних робіт і позитивно сприятимуть науковому обгрунтуванню процесу пошуків і розвідки нафти і газу у відкладах фанерозою. За особистий внесок в розвиток геологорозвідувальних робіт по нарощуванню мінерально-сировинної бази України автору дисертації присвоєно звання "Почесний розвідник надр".

Апробація роботи. Положення дисертації доповідалися на республіканських наукових, науково-технічних і науково-практичних конференціях: "Достижения геологической науки по Днепровско-Донецкой впадине за годы Советской власти"(Чернігів, 1967), "Эволюция пластов-коллекторов месторождений нефти и газа Днепровско-Донецкой впадины" (Полтава, 1967),"Процессы развития земной коры и полезные ископаемые Днепровско-Донецкой впадины" (Київ-Полтава, 1968), "Вопросы геологии и нефтегазоносности Украины, геофизических аппаратурных разработок и бурения скважин" (Львів, 1969), "Проблемы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений Украины" (Чернігів, 1982), "Проблемы ускоренного выявления новых типов ловушек и ресурсы нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине" (Чернігів, 1987), "Состояние и перспективы разработки и внедрения методик поисков и разведки неантиклинальных ловушек" (Харків, 1988), "Нафта і газ України" (Київ, 1994; Харків, 1996); на союзних (колишнього СРСР) науково-технічних, наукових конференціях і семінарі наукової ради АН СРСР: "Поиски и освоение нефтяных и газовых месторождений солянокупольных областей в пределах СССР" (Москва, 1968), "Перспективы увеличения газовых ресурсов Украины и сопредельных территорий в связи с задачами ускоренного развития газовой промышленности" (Харків, 1969), "Методика поисков стратиграфических и литологических залежей нефти и газа" (Баку, 1983), "Нефтегазообразование на больших глубинах" (Москва, 1986); на Міждержавній науковій конференції "Актуальные вопросы нефтяной палеогеоморфологии" (Чернігів, 1994); на Міжнародній конференції "Тектонические и палеогеоморфологические аспекты нефтегазоносности" (Київ – Сімферополь, 1996); на ІІ Міжнародному симпозіумі "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (Санкт-Петербург, 1997); на науково-практичній конференції "Минерально-сырьевая база Республики Беларусь: состояние и перспективы" (Мінськ, 1997); на 5-тій Міжнародній конференції "Нафта – газ України – 98" (Полтава, 1998); на науково-технічних радах Держкомгеології України, ДГП "Чернігівнафтогазгеологія" і "Полтавнафтогазгеологія", Вчених радах УкрДГРІ та Чернігівського відділення УкрДГРІ.

Публікації. Матеріали дисертаційної роботи публікувалися у спеціальних виданнях академічних і галузевих науково-дослідних геологорозвідувальних інститутів України та близького зарубіжжя, збірниках і доповідях Національної Академії Наук України. По темі дисертації опубліковано 75 наукових праць, серед яких 1 геологічна карта доверхньопермських відкладів Дніпровсько-Донецької западини,  41 стаття, 33 матеріали і тези доповідей.

Основні положення, що захищаються:

1. Вперше установлена дискретність гіпсометричного розподілу вуглеводневих покладів в розрізі фанерозою ДДЗ, що виражається в наявності гіпсометричних нафтогазоносних рівнів, які виявлені автором у 1976 році. Вперше виділені гіпсометричні загальні і регіональні поверхи нафтогазоносності мають різну висоту, різні закономірності локалізації покладів і їх запасів.
2. Гіпсометричні рівні з максимальною концентрацією покладів періодично повторюються через певні інтервали, що дає змогу прогнозувати існування нових продуктивних інтервалів. Установлена зворотна залежність коефіцієнта заповнення пасток від гіпсометричної глибини покрівлі покладів ВВ.
3. Особливості нафтогазоносних об`єктів різної будови визначаються тенденцією зонального розповсюдження пасток з різним заповненням їх вуглеводнями, відсутністю узгодження гіпсометрії структурних планів і величини коефіцієнта заповнення пасток.
4. Науково обгрунтовані моделі будови основних типів родовищ в гіпсометричних поверхах нафтогазоносності, які враховують різні варіанти будови розвідувальних та пошукових об`єктів і забезпечують оптимальну розвідку родовищ, виявлення нових покладів у пастках фанерозою і отримання приросту запасів нафти та газу.
5. На основі отриманих результатів досліджень розроблена і впроваджується принципова багатофакторна схема пошуків і розвідки вуглеводневих покладів на об`єктах з різними гіпсометричними умовами. Вона базується на будові перспективних і продуктивних структур, пропонованих обсягах буріння, розміщенні свердловин і черговості їх будівництва. Визначені особливості основних критеріїв та обгрунтовані пропозиції до проблеми вдосконалення методики пошуково-розвідувальних робіт.

Обсяг роботи. Дисертація, загальним обсягом 308 сторінок, складається зі вступу, 6 розділів, висновків, списку використаних джерел. Ілюстрована 50 рисунками, 3 таблицями і 12 текстовими додатками. Бібліографія 233 назви. Робота виконана в Чернігівському відділенні Українського державного геологорозвідувального інституту Держкомгеології України.

Автор вдячний геологам Держкомгеології та Держнафтогазпрому України, їх геологічних і геофізичних підприємств за наданий фактичний матеріал і ділове спілкування. Велику подяку висловлюю П.Ф.Шпаку, М.М.Іванюті, І.І.Чебаненку, В.К.Гавришу, О.Ю.Лукіну, В.О.Краюшкіну, Б.П.Кабишеву, Є.С.Дворянину, В.П.Клочку, В.С.Токовенку за окремі критичні і конструктивні зауваження , які сприяли виконанню роботи. Дякую колегам Чернігівського відділення УкрДГРІ за допомогу  в технічному оформленні дисертації.

ЗМІСТ РОБОТИ

ПРОБЛЕМА ВИВЧЕННЯ ПОВЕРХІВ  У РОЗКРИТОМУ РОЗРІЗІ ФАНЕРОЗОЮ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ ЗАПАДИНИ

Дослідження проблеми гіпсометричних поверхів  нафтогазоносності ДДЗ пов`язане з виділенням поверхів в геології взагалі, станом вивчення різних питань їх будови в конкретних умовах фанерозою, нафтогазоносності і пошуково-розвідувальних робіт в регіоні.

Поверхи – зміст і обгрунтування їх виділення в геологічних комплексах. "Поверх" – термін, який вживається в різних галузях. Але загальним є те, що поверх обмежується площинами. Тому все, що знаходиться між ними, перебуває на одному рівні. У геологорозвідувальній галузі термін "поверх" має свої особливості. Пояснення (уточнення) його, тобто який поверх, залежать від необхідності конкретизувати його відносно об`єкту, що розглядається. Так, з теоретичних і практичних   позицій   пошуків   покладів  нафти і газу першочерговим завданням  є  дослідження  структури  відкладів  регіону – тобто  виділення  і   вивчення  поверхів  структурних   (структурних  поверхів).   В геологічній літературі цей термін є найбільш поширеним. Структурний поверх представляє собою групу геологічних комплексів, які характеризуються однаковою будовою структурних планів, ступенем метаморфічних змін та проявами інших процесів. Структурний поверх обмежується регіональними кутовими незгідностями і відповідає окремому етапу тектонічного розвитку на території його розповсюдження (Богданов, 1963; Салун, 1957; Хаїн, 1964). В межах структурного поверху нерідко виділяються підповерхи. Кожний із них обмежений різкою зміною формацій і неузгодженнями (Богданов, 1963), містить групу порід декількох структурних ярусів, які входять до поверху структурного (Салун, 1957), представляє комплекси відкладів, розділених поверхнями кутових незгідностей в середині структурних ярусів (Гавриш, 1965). Структурні яруси є частиною поверху, геологічні формації яких сформувались за короткий проміжок часу. Яруси обмежуються регіональними кутовими незгідностями (Шатський, 1957; Шаталов, 1962; Томсон, 1963), локальними переривами та локальними кутовими незгідностями (Салун, 1957), поверхнею незгідності (Архангельський, 1962). Разом з цим структурний ярус рядом дослідників вважається синонімом структурного поверху (Хаїн, 1964), або зовсім не виділяється (Богданов, 1963). Аналіз показав, що поширений в геології термін поверх структурний (структурний поверх) є найбільш обгрунтованим і відповідає якщо не повністю, то в основі свого змісту, уявленням переважної частини дослідників. Щодо структурних підповерхів і ярусів, то відношення до них у дослідників неоднозначне.

Поверхи в розкритому розрізі фанерозою ДДЗ. Вивченню геологічної будови і нафтогазоносності відкладів фанерозою ДДЗ сприяли дослідження значної кількості науковців, геологів і геофізиків. Серед них В.О.Аверьєв, Ю.О.Арсірій, М.П.Балуховський, І.Г.Баранов, А.О.Білик, В.Г.Бондарчук, Г.І.Вакарчук, С.А.Варичев, В.О.Вітенко, В.К.Гавриш, М.І.Галабуда, В.В.Глушко, Є.С.Дворянин, І.І.Дем`яненко, Г.Д.Забела, П.В.Заріцький, О.М.Істомін, Б.П.Кабишев, В.І.Карпов, В.І.Кітик, В.П.Клочко, Л.В.Курилюк, Й.Ю.Лапкін, В.П.Лебідь, А.А.Мартинов, З.А.Мішуніна, В.І.М`ясников, А.Й.Недошовенко, В.Ю.Некос, Н.Т.Пашова, В.В.Плошко, А.Я.Радзівіл, В.А.Редколіс, І.С.Рослий, Л.І.Рябчун, В.І.Савченко, Є.О.Скачедуб, Д.В.Смикаліна, В.І.Созанський, В.Б.Сологуб, В.І.Хникін, П.С.Хохлов, О.К.Ципко, І.І.Чебаненко, М.В.Чирвинська, М.С.Шатський, П.Ф.Шпак і багато інших.

На різних етапах вивчення ДДЗ в будові її геологічного розрізу виділялись структурні поверхи, підповерхи і яруси. Так, наприклад, виходячи з раніше наведених уявлень про структурні поверхи і яруси та з результатів вивчення геологічного розвитку регіону А.А.Мартиновим, І.І.Дем`яненком, О.І.Сєровим (1967) в розрізі відкладів ДДЗ виділені три структурні поверхи: нижній (покрівля фундаменту – верхня частина верхньофаменського під`ярусу), середній (турнейський ярус – араукаритова світа верхнього карбону) і верхній (нижня перм – неоген). Нижній структурний поверх має три структурні яруси, середній – два і верхній – чотири. У кожного з них визначені основні структурні плани. За структурними особливостями і формаційно-речовинною характеристикою розрізу відкладів ДДЗ В.К.Гавриш, З.М.Ляшкевич (1989) виділили п`ять структурних поверхів (ярусів), або структурно-стратиграфічних комплексів за В.Г.Бондарчуком (1961). Серед них: середньодевонський платформний, верхньодевонський рифтовий, кам`яновугільно-нижньопермський синеклізно-міогеосинклінальний, мезозойський платформно-синеклізний і кайнозойський платформний. Кожний з них обмежується незгідностями. Ю.О.Арсірій, О.К.Ципко (1994) в структурі фанерозою ДДЗ виділили п`ять поверхів і чотирнадцять підповерхів, обмежених відповідно регіональними і зональними переривами. В числі поверхів: середньодевонсько-середньофранський, верхньофрансько-нижньовізейський, верхньовізейсько-нижньопермський, мезозойський, кайнозойський. Структурні поверхи, підповерхи і яруси, виділені вищевказаними авторами та іншими дослідниками є результатом вивчення сучасної структури ДДЗ, її геологічного розвитку, мають наукове і практичне значення.

Гідрогеологічні умови розкритого комплексу порід в ДДЗ досліджувались А.Є.Бабінцем, Є.С.Гавриленко, Л.К.Гуцалом, І.І.Козак, В.В.Колодієм, В.О.Кривошеєй, А.Ф.Романюком, В.А.Терещенком, Л.П.Шваєм та іншими. В розрізі ДДЗ виділені два гідрогеологічні поверхи – поверх вертикального переміщення пластових вод (девон – турне, що залягають на глибинах більше 3600 м) і поверх латерального переміщення (Геологія і нафтогазоносність ДДЗ, 1989).

Вивчаючи нафтогазоносність ДДЗ, переважна більшість дослідників продуктивний розріз характеризують виходячи з виділених нафтогазоносних комплексів. Останні складаються з порід-колекторів, які вміщують скупчення нафти і газу, та регіональної покришки, що ізолює комплекси зверху. Виділяються девонський, турнейсько-нижньовізейський, верхньовізейсько-серпуховський, середньокам`яновугільний, верхньокам`яновугільний-нижньопермський і тріас-юрський комплекси, які, виходячи з аналізу виконаних побудов (Дем`яненко, 1998), мають зональний характер розповсюдження ВВ. Останнім часом виділено новий комплекс, пов`язаний з виявленням вуглеводнів в утвореннях фундаменту. В основі назв продуктивних комплексів переважає їх стратиграфічна приуроченість. Раніше подібні нафтогазоносні комплекси іменувались стратиграфічними рівнями нафтогазонакопичення (Воробйов, 1962). Вивчення конкретно нафтогазоносних поверхів у фанерозойському розрізі ДДЗ має обмежений характер.

В залежності від регіональних покришок  виділяються юрський, тріасово-верхньопермський, нижньопермський-верхньокам`яновугільний, середньокам`яно-вугільний і нижньокам`яновугільний стратиграфічні поверхи промислової нафтогазоносності (Зав`ялов, 1973). Є поверхи нафтогазоносності, в основі виділення яких знаходиться насиченість флюїдами порід різних за походженням. За таким принципом в межах північного борту виділені нижній поверх нафтогазоносності, представлений породами кристалічного фундаменту, і верхній поверх нафтогазоносності, складений відкладами осадочного чохла (Дворянин, Клочко, Чебаненко, 1996). Наведені та інші дані свідчать за те, що нафтогазоносні поверхи в ДДЗ виділяються на різних принципах. Все це зумовлює їх неоднозначність за змістом і обсягами. В сучасному розумінні поверхом нафтогазоносності родовища, регіону, басейну вважається інтервал розрізу (в метрах) від першого знизу до самого верхнього продуктивного горизонту. Виходячи з такого визначення поверху нафтогазоносності, автор досліджує проблему гіпсометричних поверхів нафтогазоносності в розкритому комплексі фанерозою ДДЗ на єдиній основі – даних абсолютних глибин установлених НВК і ГВК пластових покладів нафти і газу. Це дозволяє на матеріалах гіпсометрії реальних покладів виявляти стан, закономірності і тенденції локалізації фактичних покладів та їх запасів у розрізі фанерозою і прогнозувати нові продуктивні інтервали.

Вивчення гіпсометричного положення пластових покладів ВВ в регіоні автором започатковано у 1976 році. На основі аналізу даних 473 покладів, відкритих з 1936 по 1971 р. на 70 родовищах, установлені регіональні і локальні максимуми кількості і щільності покладів у розрізі.

Локальні максимуми частоти мають свої особливості. Так, у відкладах нижнього карбону з глибини –1250 м до –2250 м вони повторюються через 500 м, нижче – через 700 м; у середньокам`яновугільних – максимуми частоти визначені на глибинах мінус 1750м і мінус 2250 м; у нижньопермсько-верхньокам`яновугільному комплексі локальні максимуми закономірно повторюються через 500 м (-1750м, -2250м, -2750м, -3250м і –3750м). Максимуми частоти в мезозойському комплексі порід повторюються через 200 м, але найбільше покладів сконцентровано на глибинах -1350м та         -1550м.   У 1996 р. В.О.Кривошея і Н.Т.Пашова повідомили, що що і за їхніми результатами вивчення геодинамічної моделі ДДЗ, розподіл покладів ВВ має періодичну зональність, максимуми якої знаходяться на глибинах 1620-3380-5120м.

Установлена закономірність повторення локальних максимумів частоти через певний інтервал дозволила передбачити [1], що в сприятливих геологічних умовах чергові локальні максимуми частоти в нижньокам`яновугільному комплексі порід слід чекати на глибинах –4350м (±100м) і –5050м (±100м). У відкладах середнього карбону локальний максимум прогнозувався на глибині –2950м (±100м). В нижньопермсько-верхньокам`яновугільному комплексі локальні максимуми частоти прогнозувались на глибинах -4250м (±100м) і –4750м (±100м). Враховуючи детальне вивчення порід мезозою та їх гідрогеологічні умови, вважалось, що поклади у відкладах тріасу і юри навряд чи можна виявити, а прогнозувати локальні максимуми частоти в них неможливо. Подальшими роботами більшість прогнозних локальних максимумів підтвердилась. Так, у нижньокам`яновугільних відкладах локальний максимум виявлено в інтервалі глибин мінус 4250м - 4450м, в середньокам`яновугільних – на глибині –2950м. Як і прогнозувалось, не виявлено черговий локальний максимум у мезозойських відкладах.

В результаті теперішніх досліджень, виконаних за матеріалами 145 родовищ, виявлені  особливості гіпсометричного розподілу покладів ВВ, прогнозується існування нових інтервалів числа покладів, запасів і продуктивних площ у розрізі фанерозою ДДЗ. Виділені гіпсометричні поверхи нафтогазоносності: загальні, обмежені відмітками контактів верхнього і нижнього пластових покладів, регіональні – інтервали найбільшої концентрації покладів і запасів, а також локальні інтервали, які входять до складу регіональних і загальних поверхів. Гіпсометрична локалізація покладів ВВ в розрізі фанерозою пов`язана з локальними структурами і моделями їх будови, пастками і заповненням їх вуглеводнями та іншими факторами.

АНАЛІЗ НАФТОГАЗОНОСНИХ ВІДКЛАДІВ, ТИПІВ ПРОДУКТИВНИХ СТРУКТУР,  Гіпсометричних ОСОБЛИВОСТЕЙ ВУГЛЕВОДНЕВОГО ЗАПОВНЕННЯ ПАСТОК, ГОРИЗОНТІВ І КОМПЛЕКСІВ

В плані досліджуваної проблеми гіпсометричних поверхів нафтогазоносності здобувачем аналізуються нафтогазоносні відклади і типи продуктивних структур. На підставі результатів вивчення будови і типізації пасток по ряду нафтогазоносних регіонів основну увагу приділено вивченості, типізації і аналізу нафтогазоносності пасток, утримуючих поклади вуглеводнів в розкритих комплексах фанерозою ДДЗ.

Відклади фанерозою ДДЗ і основні типи структур з промисловою нафтогазоносністю. В будові розкритого осадочного чохла фанерозою ДДЗ беруть участь відклади кайнозою, мезозою і палеозою, які залягають на архей-протерозойських утвореннях фундаменту. Промислові поклади ВВ виявлені в мезозойських (юрських, тріасових) та палеозойських (нижньопермських, кам`яновугільних, девонських) комплексах і породах фундаменту. Основними продуктивними і нафтогазоперспективними є нижньокам`яновугільні відклади. В дисертації відклади охарактеризовані стратиграфічно і літологічно в обсязі відділу, а деякі в межах ярусу і горизонту. Звертається увага на ряд факторів, які впливали на формування відкладів фанерозою [6, 10, 12, 14, 19, 34, 43, 45, 49], структуру ДДЗ [4] та її нафтогазоносність [4, 35]. Типи продуктивних структур автором визначені за результатами аналізу геологічної будови і нафтогазоносності 145 родовищ, які мають різні резервуари [48], неоднакову кількість покладів ВВ та їх стратиграфічне положення в розрізі фанерозою.

Нафтогазоносними є структури двох типів – антикліналі, брахіантикліналі (підняття) і гемібрахіантикліналі, серед яких виділяються наскрізні, поховані і дисгармонійні різновиди. З підняттями пов`язано 76% вивчених родовищ і 24% з гемібрахіантикліналями. Останні представлені напівсклепіннями і незамкнутими брахіантикліналями (47%), терасами (23%) і структурними носами (10%), а також тектонічними блоками (20%). Більшість структур (90-95%) усіх типів ускладнена порушеннями. Основними структурами в продуктивних комплексах фанерозою ДДЗ є наскрізні та поховані підняття і гемібрахіантикліналі, до яких приурочено відповідно 63% і 36% розглянутих родовищ. Дисгармонійні структури не перевищують 1%, але в міру вивчення регіону серед виявлених об`єктів пошуково-розвідувального буріння буде збільшуватись число похованих та, імовірно, дисгармонійних структур, які відомі в різних структурно-геологічних умовах ДДЗ.

Принципи типізації пасток у нафтогазовій геології та класифікація пасток нафти і газу ДДЗ. Характерною особливістю загальних класифікацій пасток нафти і газу є те, що вони базуються на генезисі і морфології пасток (Абрамович, 1948; Васоєвич, 1952; Губкін, 1975; Єременко, 1968; Клубов, 1978; Леворсен, 1958; Пірсон, 1961; Рассел, 1958; Севостьянов, 1981; Хаїн, Соколов, 1987 та інші). З врахуванням загальних класифікацій дослідники виконують типізацію пасток родовищ Сахари (Алексін, 1976), Тімано-Печорської (Макаревич, Бакланов, 1984) і Лєно-Тунгуської (Мєльников, Назимков, Кащенко, 1984) нафтогазоносних провінцій, Південно-Мангишлацького (Юферов, Васильєв, Гаврилов та інш., 1972) і Прип`ятського (Синичка, 1984) прогинів та інших регіонів. Загальним для більшості регіональних класифікацій є виділення пасток, які іменуються структурними, стратиграфічними, літологічними (літогенними), рифогенними і комбінованими. В кожному варіанті класифікацій їх автори враховували умови формування пасток, їх нафтогазоносність та інші фактори, що дозволяють знаходити в пастках схожість і відмінність. Разом з цим, виходячи з геологічних позицій, вважаю, що пастки, які звуться в класифікаціях структурними, навряд чи дають чітке уявлення про них. Структура – це форма залягання гірських порід. В той же час усі виділені типи пасток пов`язані з формами залягання порід, і тоді, дотримуючись цього принципу, вони повинні іменуватися структурними. А це означає, що пасток інших типів не може бути, оскільки в природі немає безформного залягання порід. Тому, враховуючи зміст терміну "структура" від виділення пасток, названих структурними, пропоную утримуватися [44]. Відносно інших різновидів пасток, наведених у класифікаціях вищеуказаних регіонів, то вони виділені з врахуванням різних факторів і направлені на вирішення загальної проблеми нафтогазової геології і вияснення інших питань локального і регіонального значення.

Будова і нафтогазоносність пасток у відкладах фанерозою ДДЗ розглядаються в роботах Н.Я.Барановської, І.В.Височанського, В.К.Гавриша, Й.М.Головацького, Є.К.Гончарова, Є.С.Дворянина, І.І.Дем`яненка, Б.П.Кабишева, І.В.Карпенка, В.П.Клочка, В.Т.Кривошеєва, Я.Г.Лазарука, В.П.Лебедя, В.М.Лисинчука, О.Ю.Лукіна, В.В.Плошка, Т.М.Пригаріної, В.І.Савченка, В.І.Созанського, Б.І.Солдатенка, М.В.Худика, А.М.Шарданова та інших. Разом з цим, незважаючи на проведення різних видів досліджень, загальна класифікація пасток нафти і газу для умов ДДЗ довгий час була відсутня. Тому, з врахуванням вищенаведеного досвіду укладання загальних і регіональних класифікацій, автором в 1988 р. була розроблена  перша класифікація пасток [9]. Запропоновано пастки розділяти на антиклінальні і неантиклінальні з можливим наступним виділенням в них характерних різновидів, враховуючих основні класифікаційні ознаки, серед яких приуроченість пастки до типу структури, порушенність пастки і вид екрану. Пропонуючи такий підхід до класифікації, автор виходив з того, що при формуванні пасток, переважне значення має тектонічний фактор. Саме від цього залежить, в основному, форма гірських порід, плікативні і розривні дислокації, наявність узгоджень і неузгоджень в розрізі відкладів. Тобто це всі ті основні умови і передумови, які необхідні для утворення різних типів пасток ВВ. Автором пастки ДДЗ згруповані за класами, підкласами, видами і типами. Характеристика їх наведена на прикладах розглянутих родовищ. Перша на той час класифікація систематизувала основні пастки нафти і газу в регіоні. Подальші дослідження пасток дозволяють їх класифікувати в залежності від направленості і вирішення різних питань, пов`язаних з геологією нафти і газу ДДЗ. Прикладами таких варіантів є технологічна класифікація пасток (Савченко, 1994), класифікація пасток за акумулюючою і вміщуючою здатністю та класифікація кожного типу пасток (Височанський, 1991-1995), моделі імовірних пасток в зонах розущільнення кристалічного фундаменту (Височанський, Клочко, 1992). Розширяються методи досліджень пасток. Для прогнозу неантиклінальних і комбінованих пасток пропонується використовувати результати досліджень з проблеми циклічності палеоструктурно-геологічного розвитку (Гавриш, 1995), слід більше уваги приділяти природному зв`язку структура – пастка – поклад (Білик, 1995). В цілому проблема класифікації пасток в ДДЗ продовжує досліджуватись, що буде сприяти пізнанню нафтогазоносності фанерозою і підвищенню ефективності пошуково-розвідувальних робіт в регіоні.

Вуглеводневе заповнення пасток продуктивних горизонтів, стратиграфічних комплексів, наскрізних і похованих структур. Кількісна оцінка і аналіз вуглеводневого заповнення пасток заслуговує на увагу, виходячи із двох основних положень. По-перше, від наявності даних про заповнення ВВ пасток продуктивних горизонтів і стратиграфічних комплексів, які залягають на різних гіпсометричних рівнях, багато в чому залежить наукове обгрунтування пошукових і розвідувальних робіт. По-друге, особливості будови різних типів пасток і коефіцієнтів їх заповнення ВВ, визначені за матеріалами розвіданих покладів, дають змогу використовувати ці дані при оцінці нафтогазоносності конкретних перспективних структур на невивченій території. Коефіцієнти заповнення пасток визначені (і наведені в таблицях) для пасток продуктивних горизонтів, під`ярусів, ярусів, відділів, систем взагалі і в залежності від фазового стану покладів в розкритих комплексах фанерозою, окремо в нижньокам`яновугільних відкладах, а також наскрізних і похованих структурах нижнього карбону. В цілому ж середній коефіцієнт заповнення рідкими і газоподібними ВВ становить для пасток горизонтів: кам`яновугільних відкладів – 0,53, нижньопермських – 0,70, юрських – 0,26, фанерозойських -  0,50. Пастки основних нафтогазоперспективних нижньокам`яновугільних відкладів мають середній коефіцієнт заповнення 0,53 (нафтою – 0,38, газом – 0,54). Заповнення вуглеводнями пасток різних типів структур неоднакове. Середній коефіцієнт заповнення пасток наскрізних структур становить 0,53 (нафтою – 0,36; газом – 0,57), в тому числі антиклінальних пасток на брахіантикліналях – 0,51 (нафтою – 0,36; газом – 0,56) і неантиклінальних на геміантикліналях – 0,60 (газом). Антиклінальні пастки на похованих брахіантикліналях характеризуються середнім коефіцієнтом заповнення, рівним 0,47 (нафтою – 0,46, газом – 0,48). Результати досліджень вуглеводневого заповнення пасток використовуються в практиці пошуково-розвідувальних робіт і при прогнозі нафтогазоносності перспективних зон з пастками різних типів.

Тенденції вуглеводневого заповнення пасток в продуктивних відкладах фанерозою. Виконана автором кількісна оцінка вуглеводневого заповнення пасток дала можливість перейти від аналізу окремих об`єктів, якими є пастка, горизонт і локальна структура до розгляду вуглеводневого насичення відкладів в цілому. В результаті виявлено ряд особливостей і тенденцій. Встановлено [16], що заповнення пасток вуглеводнями має зональний характер і неузгоджується з гіпсометрією структурних планів. Дослідження покладів, які розвідані в фанерозойських і, зокрема, у нижньокам`яновугільних відкладах, показали, що в залежності від зростання абсолютної глибини покрівлі покладів коефіцієнт заповнення пасток має тенденцію до зменшення. З урахуванням цього при розкритті покладу на абсолютній відмітці 6000 м коефіцієнти заповнення пастки в нижньокам`яновугільних відкладах слід очікувати з середньою величиною 0,40 (при коливанні в межах 0,08-0,72), а в цілому в комплексах фанерозою 0,50 (з межею відхилення 0,08-0,84). При збільшенні величини площі кам`яновугільних пасток збільшення площі покладів виражається усередненою кривою імовірної залежності. Збільшення площі покладу з ростом площі пастки відбувається нерівномірно і характеризується визначеним зменшенням її приросту. Встановлено, що співвідношення висоти покладів і пасток на родовищах, виявлених у відкладах нижнього карбону, перебувають в криволінійній імовірній залежності. При збільшенні висоти пастки збільшується і висота покладу, але величина збільшення не перебуває в пропорційній залежності. Криволінійна залежність співвідношення висоти покладів і пасток має місце і в продуктивних горизонтах розглянутих відкладів фанерозою. Результатом аналізу висоти пасток і коефіцієнта їх заповнення є і те, що в нижньокам`яновугільних і фанерозойських продуктивних відкладах в цілому при збільшенні висоти пасток коефіцієнт їх заповнення має тенденцію до зменшення.

Виявлені здобувачем вищенаведені тенденції свідчать про різноманітність нафтогазоносності локальних об`єктів та існуючі особливості продуктивності фанерозойських відкладів, серед яких домінуючими є нафтогазонасичені відклади нижнього карбону. Кількісну оцінку параметрів пасток і покладів, установлені особливості і тенденції пропонується враховувати при прогнозі нафтогазоносності в практиці пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ.

ЗАКОНОМІРНОСТІ І ПРОГНОЗ ГІПСОМЕТРИЧНОЇ ЛОКАЛІЗАЦІЇ ПОКЛАДІВ ВУГЛЕВОДНІВ

Виявлені автором закономірності гіпсометричної локалізації покладів ВВ наводяться за результатами вивчення матеріалів 718 пластових покладів з установленими НВК і ГВК на абсолютних глибинах залягання від 200 до 5400 м на 145 досліджуваних родовищах в різних нафтогазоносних районах ДДЗ.

Кількісний і частотний гіпсометричний розподіл покладів вуглеводнів. Розподіл покладів ВВ за абсолютними глибинами залягання в розкритому розрізі ДДЗ хоч і нерівномірний, але має певну закономірність як в фанерозої, так і в окремих його комплексах. В розрізі фанерозою гіпсометричний загальний поверх покладів ВВ виділяється в інтервалі абсолютних глибин 200-5400 м (висота 5200 м), а регіональний поверх приурочений до абсолютних глибин від 600 до 4750 м (висота 4150 м). При тенденції зменшення з глибиною числа скупчень ВВ і частоти їх зустрічі в гіпсометричному регіональному поверсі виявлена періодичність повторення локальних продуктивних інтервалів числа покладів в середньому через 150 м. Це дозволило автору прогнозувати існування в фанерозойських відкладах ДДЗ на глибині з відмітками мінус 5100-5850 м нового продуктивного інтервалу висотою 250-750 м. Загальний поверх покладів ВВ, виявлених в розрізі палеозойських відкладів гіпсометрично і за висотою співпадає з фанерозойським. Гіпсометричний регіональний поверх покладів палеозою обмежений абсолютними глибинами 800-4750 м (висота 3950 м). Оскільки поклади палеозою є визначальними в концентрації покладів фанерозою, то закономірно, що прогнозний локальний інтервал продуктивності, наведений для порід фанерозою, відноситься і до перспективних відкладів палеозою. В мезозойських відкладах гіпсометричний загальний поверх покладів приурочений до інтервалу глибин з абсолютними відмітками 250-1700 м (висота 1450 м). В його межах в ряді інтервалів поклади відсутні, що не дозволяє виділити гіпсометричний регіональний поверх.

Таким чином, в результаті аналізу розподілу покладів ВВ за абсолютними глибинами залягання в розкритих відкладах ДДЗ установлено, що висоту гіпсометричного поверху числа скупчень ВВ фанерозою визначають, в основному, поклади палеозою. Поклади мезозою впливають на характер розподілу покладів лише верхніх частин загального і регіонального гіпсометричних поверхів покладів фанерозою. Висота виділених регіональних поверхів числа покладів зменшується від фанерозою (4150 м) до палеозою (3950 м), а в мезозої гіпсометричний регіональний поверх не простежується. Виявлена також тенденція зменшення числа локальних гіпсометричних інтервалів продуктивності (10, 9 і 3 відповідно в фанерозої, палеозої і мезозої), їх висоти і відстані між ними. Частотний гіпсометричний розподіл покладів пов`язаний, в основному, з кількісним розподілом покладів виявлених гіпсометричних поверхів числа покладів та локальних інтервалів продуктивності в комплексах фанерозою. Особливістю є і те, що поклади ВВ кам`яновугільних відкладів є визначальними в гіпсометричному розподілі покладів в розрізі палеозойських і фанерозойських відкладів. Це підтверджується висотою і положенням гіпсометричних регіональних поверхів числа покладів, кількістю і висотою локальних інтервалів продуктивності і відстанями між ними. Для відкладів кам`яновугільної системи з гіпсометричним загальним поверхом покладів ВВ на глибині 200-5400 м і регіональним –750-4750 м основними є поклади нижнього карбону. В останніх гіпсометричний загальний поверх покладів знаходиться в інтервалі глибин 550-5400 м, а регіональний – 1100-4700 м. Разом з цим установлено зменшення висоти гіпсометричних регіональних поверхів числа покладів з 3600 м в нижньокам`яновугільних до 2550 м в верхньокам`яновугільних відкладах, при висоті для карбону в цілому – 4000 м. Має місце тенденція зміни глибини залягання гіпсометричних поверхів. Так, якщо регіональний поверх числа покладів в кам`яновугільних відкладах знаходиться в інтервалі абсолютних глибин 750-4750 м, то в верхньокам`яновугільних він обмежується позначками мінус 1500-4050 м. При цьому загальним є і зменшення висоти локальних інтервалів продуктивності. В нижньопермських відкладах регіональний гіпсометричний поверх покладів ВВ не виділяється, а загальний - обмежений інтервалом глибин мінус 200-3750 м (висота 3550 м). Результати досліджень кількісного і частотного розподілу покладів ВВ дозволили виділити гіпсометричні локальні прогнозні інтервали продуктивності на абсолютних глибинах в: кам`яновугільних і нижньокам`яновугільних відкладах 5100-5850 м, середньокам`яновугільних 3950-4100 м і верхньокам`яновугільних 4400-4500 м.

Гіпсометрична локалізація покладів різних за фазовим станом вуглеводнів. В результаті аналізу виявлених покладів нафти в розрізі ДДЗ установлено, що гіпсометричні загальні поверхи нафтових скупчень в фанерозойських і палеозойських відкладах приурочені до абсолютних глибин 650-4750 м (висота 4100 м), а в мезозойських –1300-1700 м (висота 400 м).Гіпсометричні регіональні поверхи покладів нафти виділяються тільки в фанерозойських та палеозойських відкладах в інтервалі глибин 850-4500 м (висота 3650 м). В розрізі фанерозою, палеозою і мезозою існує загальна тенденція гіпсометричної локалізації покладів нафти і частоти їх зустрічі – до певної глибини кількість покладів збільшується. В регіональному плані визначальними є поклади нафти, виявлені у відкладах палеозою. Враховуючи встановлену періодичність повторення і висоту продуктивних інтервалів та частоту їх зустрічі прогнозується виявлення нових локальних інтервалів нафтоносності на абсолютних глибинах 4700-5000 м в палеозої.

В палеозойських, мезозойських відкладах і в фанерозої ДДЗ в цілому виявлена нерівномірність гіпсометричної локалізації газових скупчень. Гіпсометричні загальні поверхи покладів газу приурочені до абсолютних глибин в відкладах фанерозою 250-4950 м, (висота 4700 м), палеозою 400-4950 м (висота 4550 м), мезозою 250-1700 м (висота 1450 м). Гіпсометричні регіональні поверхи газових покладів виділяються тільки в фанерозойських і палеозойських відкладах в інтервалах абсолютних глибин 800-3850 м (висота 3050 м) і 1100-3850 м (висота 2750 м). Поклади газу палеозойських відкладів є основними і для фанерозойських. Прогнозні локальні інтервали скупчень газу обмежені глибинами з абсолютними відмітками 1525-1580 м, 4150-4500м і 4900-5050 м.

Аналіз покладів газоконденсату в розрізах фанерозою і палеозою показав, що гіпсометричний поверх знаходиться в інтервалі 850-5400 м (висота 4550 м), а регіональний – 1200-4750 м (висота 3550 м). Поклади розподіляються по розрізу нерівномірно. На глибині 4500 м відмічається різке зменшення числа покладів і частоти зустрічі. Можна очікувати існування нових покладів газоконденсату в відкладах палеозою, а відповідно і фанерозою,  в інтервалі абсолютних позначок 5200-5400 м.

Гіпсометрична локалізація покладів ВВ вивчалась і в обсязі менших стратонів фанерозою. Установлено, що в кам`яновугільних відкладах гіпсометричний загальний поверх покладів нафти приурочений до інтервалу абсолютних глибин 650-4700 м (висота 4050 м), а регіональний – обмежений інтервалами глибин мінус 1250-4400 м (висота 3150 м). Гіпсометричний загальний поверх покладів газоконденсату знаходиться в інтервалі абсолютних глибин 850-5400 м (висота 4550 м), а регіональний – 1200-4600 м (висота 3400 м). Поклади газу складають гіпсометричний загальний поверх в інтервалі мінус 450-4950 м (висота 4500 м). Регіональний поверх приурочений до інтервалу з абсолютними глибинами 1100-3900 м (висота 2800 м). В цілому в кам`яновугільних відкладах поклади ВВ знаходяться на абсолютних глибинах 450-5400 м. Установлені гіпсометричні загальні і регіональні поверхи покладів ВВ мають різну висоту і кількість локальних продуктивних інтервалів. Прогнозується існування нових інтервалів на абсолютних глибинах: нафти 4700-4900 м, газоконденсату і газу відповідно 5200-5400 м, 4200-4400 м та 4900-5400 м.

В нижньокам`яновугільних відкладах гіпсометричні загальні поверхи знаходяться в інтервалі абсолютних глибин: нафти 650-4750 м (висота 4100 м), газоконденсату 1150-5400 (висота 4250 м) і газу 550-4950 м (висота 4400 м). Гіпсометричні регіональні поверхи установлені на рівні позначок: нафти 1300-4500 м (висота 3200 м), газоконденсату 1200-4700 м (висота 3500 м) і газу 1100-3800 м (висота 2700 м). В нижньокам`яновугільних відкладах поклади вуглеводнів виявлені в інтервалі абсолютних глибин від 550 м до 5400 м. Поклади нижньокам`яновугільних відкладів та їх гіпсометрична локалізація, які домінують в розрізі карбону, визначають загальний розподіл покладів нафти, газоконденсату і газу кам`яновугільних відкладів в цілому. В нижньокам`яновугільних відкладах прогнозується існування нових локальних інтервалів покладів на абсолютних глибинах: нафти 4700-4900 м, газоконденсату 5200-5400 м і газу 4150-4350 м та 4900-5050 м.

В середньокам`яновугільних відкладах гіпсометричні загальні поверхи виявлених покладів знаходяться в інтервалах абсолютних глибин:  нафти 900-3550 м (висота 2650 м), газоконденсату 850-4750 м (висота 3900 м), газу 450-3700 м (висота 3250 м). Гіпсометричні регіональні поверхи установлені в межах позначок мінус: нафти 1250-2600 м (висота 1350 м), газоконденсату 1300-3400 м (висота 2100 м), газу 1100-2550 м (висота 1450 м). В цілому в середньокам`яновугільних відкладах поклади ВВ виявлені в інтервалі абсолютних глибин 450-4750 м. Гіпсометричні регіональні поверхи нафти, газоконденсату і газу мають різну висоту і кількість локальних продуктивних інтервалів. Прогнозуються нові локальні інтервали покладів на абсолютних глибинах: нафти 3100-3550м, конденсату 3650-3900м та газу 2750-2900м і 3100-3700

У верхньокам`яновугільних відкладах гіпсометричний загальний поверх виявлених покладів нафти знаходиться в інтервалі абсолютних глибин 1500-2050 м (висота 550 м), газоконденсату 2250-4500 м (висота 2250 м) і газу 200-4000 м (висота 3800 м). Гіпсометричний регіональний поверх покладів нафти виявлено на глибинах з відмітками мінус 1550-2050 м (висота 500 м). Регіональні поверхи покладів газоконденсату і газу не виділяються. Нафтогазоносність верхньокам`яновугільних відкладів в цілому характеризується покладами ВВ, виявленими в інтервалі абсолютних глибин від 200 до 4500 м. Більшість покладів локалізована окремо і на різних глибинах. Враховуючи високу вивченість верхньокам`яновугільних відкладів виявлення в їх розрізі нових продуктивних інтервалів не передбачається.

В результаті досліджень локалізації покладів різних за фазовим станом ВВ автором виділені гіпсометричні загальні, регіональні поверхи і локальні інтервали покладів нафти, газу і газоконденсату. Виявлені закономірності в межах виділених гіпсометричних поверхів зумовлені різним гіпсометричним розподілом числа покладів і їх частотою зустрічі. Установлено комплекси, поклади нафти, газу і конденсату яких є визначальними в концентрації скупчень ВВ по абсолютних глибинах залягання в фанерозойських, палеозойських і мезозойських відкладах. Прогнозується існування нових гіпсометричних локальних інтервалів покладів нафти, газу і конденсату в розкритому розрізі ДДЗ.

Таким чином, в результаті виконаних досліджень з гіпсометричної локалізації пластових покладів ВВ в фанерозойських, палеозойських і мезозойських відкладах вперше установлені гіпсометричні загальні і регіональні поверхи числа покладів ВВ в цілому і за фазовим станом зокрема. Розгляд гіпсометричного розподілу масивно-пластових покладів показав, що вони не впливають на особливості локалізації пластових покладів. Закономірністю гіпсометричної локалізації пластових скупчень ВВ є виявлена приуроченість їх до крупних гіпсометричних інтервалів, які автор називає гіпсометричними регіональними поверхами. Вони мають різну висоту, відрізняються глибиною залягання і кількістю локальних інтервалів продуктивності в стратиграфічних комплексах фанерозою.

Регіональні гіпсометричні поверхи покладів ВВ складаються із локальних інтервалів з максимальним і мінімальним числом покладів. Яка ж природа цих різнокількісних інтервалів і, конкретно, максимумів? Чому вони відносно однозначно виділяються на гістограмах, відповідаючи певним інтервалам абсолютних глибин? Мабуть, це пов`язано з тим, що складний багатофакторний процес формування покладів ВВ в гіпсометричних умовах ДДЗ фіксується його інтегральною оцінкою. Тому максимуми на приведених гістограмах і частотних графіках слід вважати реальною сукупною характеристикою природної системи вуглеводневих покладів, яку об`єднують єдині локальні фізико-гіпсометричні умови нафтогазоносності (колектори, глинисті і соляні товщі, метаморфізм і розущільнення порід, гідрогеологічні, термобаричні і геодинамічні фактори та інше). Все це не дозволяє пов`язувати встановлену емпірично закономірність з якимось єдиним сучасно діючим фактором

Як приклад таких умов розглянемо максимум числа покладів у фанерозойських відкладах, що фіксується в інтервалі абсолютних глибин 3000-3500 м. До нього приурочені поклади на Великобубнівському, Нинівському, Талалаєвському, Безлюдівському, Суходолівському, Юліївському, Скороходівському, Глинсько-Розбишівському, Скоробагатьківському, Рибальському, Сахалінському, Матвіївському та інших родовищах. Усі поклади, які виявлені в цьому гіпсометричному локальному інтервалі, різняться між собою за фазовим станом ВВ і часом формування їх скупчень, стратиграфічною приуроченістю, типом пасток, природою колекторів і покришок, гідродинамічним режимом і т.д. Тут нафтові, газоконденсатні та газові флюїди ВВ виявлені в стратиграфічному інтервалі від верхньокам`яновугільних (Єфремівське родовище) до турнейських (Скороходівське, Качанівське та інші родовища) відкладів нижнього карбону. І чи існують якісь об`єднуючі їх геологічні показники? Вони в усьому різноманітному спектрі покладів просто відсутні. Є лише одне – приуроченість до єдиного фізико-гіпсометричного інтервалу. Це характерно і для інших локальних максимумів числа покладів у фанерозої та його стратонів.

Особливістю гіпсометричного розподілу покладів є виявлена тенденція зменшення числа покладів та інтервалів їх локалізації за межами гіпсометричних регіональних поверхів нафти, газу і конденсату. Важливою закономірністю гіпсометричної локалізації покладів є виявлений переривчастий розподіл скупчень ВВ та їх інтервалів по глибині – в розкритому розрізі порід фанерозою ДДЗ має місце дискретність гіпсометричного розподілу покладів ВВ, яка установлена автором раніше і підтверджується зараз новими відкриттями скупчень ВВ. Виявлена періодичність повторення інтервалів числа покладів в гіпсометричних регіональних поверхах дозволила автору виділити нові прогнозні інтервали скупчень ВВ в розрізах фанерозою. В цілому дані виконаних  досліджень,  виявлені  закономірності  і особливості гіпсометричної локалізації покладів  вуглеводнів  направлені  на  сприяння  вивчення  проблеми  нафтогазоносності регіону  на  рівні  гіпсометрії  установлених  контактів  відкритих  покладів  ВВ. Виділені прогнозні інтервали скупчень ВВ мають практичне значеннядля прогнозу і вибору напрямків пошукових і розвідувальних робіт в нафтогазоперспективних комплексах фанерозою ДДЗ.

Результати виконаних досліджень показали, що виявлені закономірності гіпсометричної локалізації покладів вуглеводнів в розрізі ДДЗ мають місце і в інших нафтогазоносних регіонах. Підтвердженням цього є порівняльний аналіз гіпсометричного розподілу покладів вуглеводнів регіону, що вивчається з локалізацією покладів в розрізах Волго-Уральської і Західно-Сибірської нафтогазоносних провінцій (Вітязь, Богацький, 1975).

В розглядуваних регіонах поклади вуглеводнів знаходяться в інтервалі відміток від –25м до –5400м. У Дніпровсько-Донецькій западині загальний гіпсометричний поверх нафтогазоносності має висоту 5200м, у Волго-Уральській та Західно-Сибірській провінціях – відповідно 3200м і 2670м. Гіпсометричні регіональні поверхи в цих регіонах становлять 4150м, 1950м і 1750м. В дискретному гіпсометричному розподілі покладів розглянутих регіонів загальним є зменшення числа покладів і частоти їх зустрічі за межами регіональних гіпсометричних поверхів, різна кількість і висота локальних інтервалів числа покладів та частоти зустрічі.

Незважаючи на те, що регіональні гіпсометричні поверхи виділяються на різних абсолютних глибинах і відрізняються висотою, більшість їх локальних максимумів числа покладів приурочено до однакових або близьких гіпсометричних рівнів. Так у верхній частині гіпсометричних поверхів Дніпровсько-Донецької западини і Волго-Уральської провінції максимуми числа покладів знаходяться на рівні відміток -825м і -860м. Гіпсометрично нижче в розрізах трьох розглядуваних регіонів максимуми покладів приходяться на глибини з абсолютними відмітками 1550м у Дніпровсько-Донецькій западині, 1560м - у Волго-Уральські і 1620м - у Західно-Сибірській провінціях. Відстань між гіпсометричними рівнями локальних максимумів числа покладів знаходиться у межах 250-700м у Дніпровсько-Донецькій западині, 240-480м - у Волго-Уральській і 320-460м - у Західно-Сибірській провінціях. В середньому гіпсометричні рівні локальних максимумів повторюються у Дніпровсько-Донецькій западині через 390м, у Волго-Уральській провінції - 350м і у Західно-Сибірській провінції - 400м. Із цього випливає, що в розглядуваних регіонах, які мають свої особливості геологічного розвитку і сучасної будови, гіпсометричні рівні локальних максимумів числа покладів вуглеводнів повторюються через величину одного порядку, яка визначається середнім інтервалом 350-400м.

Таким чином, можна говорити, що виявлена константа, яка характеризує періодичність повторення гіпсометричних рівнів, до яких приурочені локальні максимуми числа покладів в межах гіпсометричних регіональних поверхів. Чим це можна пояснити? Мабуть, лише глобальними умовами нафтогазонакопичення в літосфері Землі. Розшифровка їх на рівні сьогоднішньої вивченості цієї проблеми ще не може бути зроблена однозначно. Рішення даної проблеми знаходиться в майбутніх відкриттях фундаментальних досліджень.

ОСОБЛИВОСТІ  ГІПСОМЕТРИЧНИХ  ПОВЕРХІВ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ І ПРОГНОЗУ НОВИХ ІНТЕРВАЛІВ ПОКЛАДІВ ВУГЛЕВОДНІВ, 

ЇХ ЗАПАСІВ І ПРОДУКТИВНИХ ПЛОЩ

Гіпсометричний розподіл покладів з промисловими запасами ВВ і продуктивних площ аналізується в залежності від фазового стану пластових покладів, які розвідані в пастках продуктивних горизонтів фанерозою.

Гіпсометрична локалізація запасів покладів нафти і нафтонасичених площ. Промислові запаси нафти в розрізі фанерозою ДДЗ досліджувались в стратиграфічному інтервалі від порід байоського ярусу середньої юри до відкладів турнейського ярусу нижнього карбону. Гіпсометричний загальний поверх запасів покладів нафти виділяється в межах абсолютних глибин 395-4722 м (висота 4327 м). Гіпсометричний регіональний поверх промислової нафтоносності приурочений до інтервалу глибин мінус 1050-4722 м (висота 3672 м). В його складі 10 локальних інтервалів висотою 150-300 м на відстані 50-300 м з максимальними запасами нафти до 1000 тис.т і найбільшою площею нафтонасиченості до 925 тис.м2. За величиною запасів і продуктивних площ в гіпсометричному регіональному поверсі виділяються три частини.

Вивчення нафтових покладів з промисловими запасами в фанерозойських відкладах показало, що в розподілі величин запасів існує певна гіпсометрична закономірність. При розповсюдженні майже по всьому вивченому розрізу фанерозою поклади нафти з різними величинами запасів мають особливість концентруватись до локальних гіпсометричних інтервалів. В їх межах поклади характеризуються різними величинами запасів, а інтервали – різними показниками висоти і відстані між ними. Виходячи з найбільших величин запасів покладів локальних інтервалів, установлено, що існує певна гіпсометрична тенденція зміни величини запасів. Виявлено, що починаючи з запасів самого верхнього покладу, яким є поклад юрського горизонту Решетняківського родовища, де НВК знаходиться на відмітці мінус 395 м, з глибиною величина запасів збільшується. Але тенденція збільшення запасів простежується лише до зони глибин з абсолютними відмітками 3650-3750 м. Гіпсометрично нижче вказаного інтервалу глибин тенденція зміни величини запасів має зворотний характер – запаси нафтових покладів з глибиною зменшуються. Таким чином, інтервал абсолютних глибин 3650-3750 м є гіпсометричною межею збільшення і зменшення запасів нафтових покладів у відкладах ДДЗ. Нафтогеологічна природа виявленої гіпсометричної межі пов`язана з історією геологічного розвитку та постумними нафтогеологічними процесами і її слід враховувати при обгрунтуванні пошуків і розвідки нафтових покладів в комплексах фанерозою.

Вивчаючи поширення запасів нафти автор аналізував величину і поширення нафтонасичених площ покладів в продуктивних горизонтах фанерозою. Встановлено, що гіпсометрично і за розмірами продуктивні площі мають загальну схожість з вищенаведеними особливостями поширення запасів нафти. До того ж, як свідчать виконані побудови, криві максимальних і мінімальних величин запасів нафти і нафтонасичених площ мають близьку гіпсометричну характеристику і майже аналогічне графічне відтворення. Разом з цим порівняння виділених гіпсометричних поверхів числа покладів нафти та поверхів запасів нафти і нафтонасичених площ показало, що за висотою вони також майже однакові (3650 і 3672 м відповідно) і близькі по гіпсометрії. Локальні ж інтервали, виділені в їх межах, за своєю кількістю і гіпсометричним положенням різняться. При середній висоті локального інтервалу числа покладів 233 м в гіпсометричному регіональному поверсі їх виділено 7. Відповідно в гіпсометричному регіональному поверсі запасів і нафтонасичених площ виділяється 10 локальних інтервалів нафтонасичених площ з середньою висотою 225м. Така структура виділених гіпсометричних регіональних поверхів свідчить про різну гіпсометрію і параметри покладів нафти та їх запасів. На зміну величини останніх, поряд з іншими факторами, впливає і вищенаведена встановлена гіпсометрична тенденція. Існування нового локального інтервалу нафтоносності висотою 150-200 м із запасами до 200-250 тис.т нафти прогнозується на глибині з абсолютними відмітками 4800-5000 м.

Поширення запасів покладів газоконденсату і продуктивних площ в залежності від абсолютної глибини їх залягання. На вивчених родовищах запаси покладів газоконденсату знаходяться в пастках горизонтів середньоюрських, тріасових, верхньо-, середньо- і нижньокам`яновугільних відкладів. Останні є домінуючими за числом виявлених покладів, а основними серед них – продуктивні горизонти візейського ярусу. Гіпсометричний загальний поверх запасів газоконденсату обмежується глибинами від мінус 1234 м до 5614 м (висота 4380 м). Гіпсометричний регіональний поверх з промисловими запасами газоконденсату і продуктивних площ приурочений до абсолютних глибин 1700-5625 м (висота 3925 м). В його складі 10 локальних продуктивних інтервалів, які різняться гіпсометричним розподілом покладів, величиною запасів і продуктивних площ. З урахуванням цього в регіональному поверсі виділяються три частини.

В цілому запаси покладів газоконденсату і розміри продуктивних площ в породах фанерозою гіпсометрично поширені нерівномірно. Встановлений гіпсометричний регіональний поверх складають різні за висотою, запасами і продуктивними площами локальні інтервали продуктивності, середня відстань між якими не перевищує 200 м. Разом з цим виявлено, що величина запасів закономірно змінюється в залежності від глибини залягання порід фанерозою. Встановлено, що до глибини з абсолютними відмітками в межах 4900-5000 м максимальні запаси у виділених локальних інтервалах продуктивності мають загальну тенденцію до збільшення, а нижче указаних глибин – до зменшення. Тобто інтервал глибин мінус 4900-5000 м є гіпсометричною межею, розділяючою гіпсометричний регіональний поверх запасів на дві частини. Верхню, де можна очікувати відкриття нових покладів і запаси яких з глибиною можуть збільшуватись, та нижню – де незначні поклади можуть бути виявленими, але з глибиною величина їх запасів буде зменшуватись. У зв`язку з цим існування нового інтервалу зі значними запасами нижче глибини мінус 5625м не передбачається.

Запаси покладів конденсату автором розглядались разом з аналізом продуктивних площ. При збільшенні розмірів площ величина запасів збільшується, проте пряма залежність відсутня. Більше того, нижче відмітки мінус 5000 м, незважаючи на різні величини продуктивних площ, запаси покладів різко зменшуються. Побудовані криві мінімальних і максимальних величин запасів і продуктивних площ показують локалізацію запасів, продуктивних площ і обмежують зони розвитку їх мінімальних і максимальних величин. Аналіз гіпсометричного розподілу в фанерозойських відкладах числа покладів газоконденсату, їх запасів і продуктивних площ показав, що локальні інтервали (середня величина яких 180-210 м) числа покладів, запасів і продуктивних площ на більшості інтервалів гіпсометричних регіональних поверхів співпадають, або гіпсометрично близькі між собою. Але величина запасів не визначається числом покладів, на що впливають виявлені вищенаведені особливості гіпсометричної локалізації покладів і тенденції зміни запасів та продуктивних площ.

Гіпсометричний розподіл запасів покладів газу і газонасичених площ. Скупчення газу, що вивчаються, знаходяться в пастках горизонтів середньоюрських, тріасових, нижньопермських, верхньо-, середньо- і нижньокам`яновугільних відкладів. Гіпсометричний загальний поверх запасів покладів газу (висота 5014 м) обмежують ГВК з відмітками мінус 600-5614 м. Гіпсометричний регіональний поверх запасів покладів газу та їх продуктивних площ знаходиться в інтервалі глибин 1200-5500 м (висота 4300 м). В його складі 11 локальних продуктивних інтервалів з середньою висотою 1300 м, які згруповані в трьох частинах поверху – верхній, середній, нижній.

Результати виконаних досліджень показали, що запаси покладів газу та їх продуктивні площі в розрізі фанерозою, як і в установленому гіпсометричному регіональному поверсі газоносності висотою 4300 м, розповсюджені нерівномірно. Поклади мають різні величини запасів і продуктивних площ. В їх приуроченості намічається тенденція локалізації до окремих гіпсометричних інтервалів (при середній висоті 275 м і відстані між ними 130 м), які складають верхню, середню та нижню частини гіпсометричного регіонального поверху відкладів фанерозою. Разом з цим установлено зростання максимальних величин запасів та їх площ зі збільшенням глибини їх залягання. Так, якщо в верхній частині регіонального поверху (інтервал абсолютних глибин 1250-2400 м) максимальні запаси покладів газу не перевищують 2019 млн.м3, а найбільша продуктивна площа покладу становить 2406 тис.м2, то в середній та нижній його частинах (інтервал з абсолютними відмітками 2600-5500 м) величини запасів газу досягають 5500-5540 млн.м3, а розміри продуктивної площі – 12500-14800 тис.м2. Наведене збільшення запасів простежується до глибини мінус 5500 м. Нижче вказаної відмітки намічається зменшення максимальних величин запасів покладів до 2000-1000 млн м3. Новий інтервал з подібними величинами запасів прогнозується на глибинах мінус 5630-5860 м.

На основі дослідження гіпсометричного поширення величини запасів покладів газу і продуктивних площ виявлено, що між ними існує зв`язок. Для більшості локальних продуктивних інтервалів збільшення величини газонасиченої площі зумовлює збільшення запасів. Але при цьому пропорційна залежність не простежується, що пов`язано з впливом інших параметрів покладів, будовою пасток і коефіцієнтами їх заповнення та особливостями геологічних умов. Побудовані криві мінімальних і максимальних величин запасів газу і продуктивних площ показують їх гіпсометричну приуроченість в розрізі фанерозойських порід і в межах виділеного гіпсометричного регіонального поверху газоносності.

Крім вищенаведених досліджень автором була виконана і статистична обробка вибірки на ЕОМ, для якої ознаки абсолютна глибина НВК та ГВК покладів і їх площа прийняті як незалежні, а величина запасів – як залежна. Для різних типів флюїдів по кожній виборці визначались статистичні характеристики мінімальних і максимальних значень, середні значення та середньоквадратичні відхилення. Між усіма ознаками були розраховані парні коефіцієнти кореляції (R) і оцінена значимість їх за допомогою критерія Стьюдента, а також коефіцієнт множинної кореляції, оцінка якого розраховувалась по способу Фішера.

Як показали розрахунки, для газових покладів парний коефіцієнт кореляції між глибиною контакту покладу і його площею (при рівні довіри 99%) не відрізняється від нуля. Два інших (між глибиною та запасами, де R =0,355 і площею та запасами R =0,655) значимо відрізняються від нуля, як і коефіцієнт множинної кореляції запасів з площею і глибиною НВК (ГВК), де R =0,662.

Результати аналогічних розрахунків для покладів нафти і газоконденсату показують відсутність статистично значимого зв`язку між ознаками. Це пов`язано в значній мірі з тим, що коефіцієнт вилучення запасів у газових покладах близький до одиниці, тоді як в нафтових та газоконденсатних він не тільки набагато нижчий, але і не характеризується стабільними величинами, на що впливають геологічні і технологічні фактори.

Із наведеного випливає, що як графічні побудови, так і статистичний аналіз глибини залягання контактів покладів ВВ, їх запасів і продуктивних площ однозначно фіксують характер взаємозв`язку цих величин. Фактичний матеріал, на якому автором зроблені висновки щодо гіпсометричного розподілу запасів покладів та їх площ, є кондиційним, підтверджує необхідну достовірність прогнозу нових продуктивних інтервалів, а виявлені тенденції залежностей є значимими і аргументованими.

Таким чином, в результаті досліджень гіпсометричного розподілу запасів категорії С1 рідких і газоподібних ВВ у відкладах фанерозою ДДЗ виділені гіпсометричні загальні і регіональні поверхи запасів покладів нафти і нафтонасичених площ, газу і газонасичених площ, газоконденсату і продуктивних площ. Виявлені і охарактеризовані гіпсометричні поверхи нафтогазоносності розширяють стан вивчення проблем нафтогазової геології регіону і будуть сприяти науковому обгрунтуванню раціональних напрямків геологорозвідувального процесу на нафту і газ. Показано, що гіпсометричні регіональні поверхи складаються з локальних продуктивних інтервалів, які визначають особливості і тенденції гіпсометричного розподілу запасів покладів ВВ в пастках горизонтів вивчених відкладів фанерозою ДДЗ. Виявлені максимуми числа покладів та їх запасів ВВ по гіпсометричному рівню близькі між собою, але в тій чи іншій мірі різняться. Причиною цього є те, що основною складовою інтегральної оцінки запасів ВВ виступають не тільки показники конкретних фізико-гіпсометричних умов, але і продуктивна площа пастки, яка тісно корелюється з величиною запасів ВВ. Установлена переривчаста приуроченість запасів покладів вуглеводнів та їх площ указує на дискретність розподілу запасів і продуктивних площ в межах виділених гіпсометричних регіональних поверхів запасів покладів нафти, газу і конденсату. Виявлені тенденції гіпсометричної зміни величини запасів і площ покладів нафти, газоконденсату і газу слід враховувати як при прогнозі нафтогазоносності, так і при проведенні пошуково-розвідувальних робіт. Доведено також, що в поширенні запасів покладів вуглеводнів і продуктивних площ в гіпсометричних регіональних поверхах переважає тенденція збільшення величини запасів від зростання продуктивних площ. Окремі відхилення від виявленої тенденції дуже рідкі. Виходячи з цього величина продуктивної площі має бути одним із основних критеріїв при обгрунтуванні і розміщенні свердловин на нафту і газ. В стратиграфічному поширенні запасів є своя особливість. До абсолютної глибини 3700 м поклади вуглеводнів виявлені в продуктивних горизонтах юри, тріасу, пермі, верхнього і середнього карбону, а також в деяких горизонтах відкладів нижнього карбону. Нижче наведеної глибини поширені поклади переважно в горизонтах візейського і турнейського ярусів. За величиною запасів та продуктивних площ домінують поклади горизонтів візейських відкладів. Прогнозуються нові гіпсометричні інтервали запасів вуглеводнів і продуктивних площ в розрізі фанерозою ДДЗ.

НАУКОВЕ ОБГРУНТУВАННЯ ГЕОЛОГІЧНИХ МОДЕЛЕЙ БУДОВИ ОСНОВНИХ ТИПІВ РОДОВИЩ В ГІПСОМЕТРИЧНИХ ПОВЕРХАХ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ ТА АНАЛІЗ РЕЗУЛЬТАТІВ ЇХ ВПЛИВУ НА ПОШУКИ  І РОЗВІДКУ ПОКЛАДІВ НАФТИ І ГАЗУ

В ході дослідження гіпсометрії покладів ВВ і оптимізації їх пошуків та розвідки розроблені моделі будови багатьох родовищ і структур, які знаходяться в різних умовах гіпсометричних поверхів фанерозою. Серед них Адамівська, Андріяшівське, Безлюдівське, Василівське, Вишнівське, Володимирське, Голотовщинське, Довгалівська, Золотихінське, Зимницьке, Іскрівське, Карайкозівське, Коржівське, Краснозаярське, Котелівсько-Березівське, Липоводолинське, Луценківське, Нарижнянська, Нинівське, Перекопівське, Південно-Граківське, Південно-Панасівське, Рудівське, Сахалінське, Скоробагатьківське, Софіївське, Тростянецьке, Холмська, Хухринське, Червонолуцьке, Щурівське, Юліївське, Ярмолинцівське, Ярошівське та інші. Наукове обгрунтування моделей виконувалось на основі: складених карт, відбиваючих будову палеозойських, мезозойських і кайнозойських відкладів на різних гіпсометричних рівнях; виконаної попластової кореляції продуктивних горизонтів; карт загальних і ефективних товщин, пористості і нафтогазонасичених об`ємів. Не зупиняючись на аналізі розроблених моделей усіх вище указаних родовищ і структур, в роботі наведені приклади, які характеризують будову основних типів родовищ. Результати впливу обгрунтованих моделей на процес пошуків і розвідки покладів ВВ на об`єктах дослідження різні.

Родовища антиклінальної будови. Рудівське родовище. Приурочене до порушеної брахіантикліналі. Висота гіпсометричного поверху на родовищі 1500м. Його обмежують поклади продуктивних горизонтів В-16н і Т-4. Скупчення ВВ цього родовища знаходяться у нижній частині гіпсометричного регіонального поверху нафтогазоносності фанерозою. На основі обгрунтованих моделей візейських продуктивних горизонтів [17] уточнено напрям і обсяги робіт на розвідувальному етапі. Замість двох планових свердловин у північних умовах Рудівського і Червонозаводського родовищ пробурена одна рекомендована свердловина Б за номером 8-Червонозаводська. Остання, крім виконання завдань двох планових свердловин, розширила продуктивну площу базисного горизонту і сприяла приросту запасів газу в кількості 185 млн м3. В західній частині родовища обгрунтовано доцільність буріння свердловини А, що дозволить визначитись з параметрами покладу, виявленого свердловиною 1. На основі розроблених моделей будови продуктивних горизонтів обгрунтовано недоцільність буріння затвердженої свердловини 16. Реалізація цієї пропозиції дозволила зекономити одну розвідувальну свердловину глибиною 5250м.

На початковій стадії вивчення Безлюдівського родовища обгрунтована модель серпуховських і візейських продуктивних горизонтів. Висоту гіпсометричного поверху визначають поклади горизонтів Н-4а та В-21-22. Скупчення ВВ приурочені до середньої частини гіпсометричного регіонального поверху, виділеного у відкладах фанерозою. Рекомендовано вивчення родовища продовжити бурінням свердловини в умовах східної перикліналі структури (Дем`яненко, Стародубцева, 1990). Рекомендована свердловина пробурена за номером 6, в якій отримані промислові припливи газу і конденсату із горизонтів В-18-19.

Обгрунтування геологічної моделі будови Південно-Панасівського родовища, приуроченого до похованої антикліналі, дозволило своєчасно впливати на хід розвідувальних робіт. Пробурені рекомендовані свердловини 8, 9 і 12 сприяли оптимальній розвідці покладів в серпуховських горизонтах С-6 і С-7, виявленню нового покладу у візейських відкладах і приросту запасів газу в кількості 1,1 млрд.м3 і 100 тис.т конденсату. Незважаючи на завершення розвідкою відкритих покладів ВВ обгрунтовано поновлення пошукових робіт [25]. У склепінневих умовах опущеного блоку рекомендується буріння нової свердловини для отримання додаткового приросту запасів у продуктивних горизонтах від В-16в до В-19в. Висота гіпсометричного поверху на родовищі становить 220м. Поклади нафти і газу входять до середньої частини гіпсометричного регіонального поверху фанерозою.

Вивчення Скоробагатьківського родовища, нафтогазоносність якого пов`язана з продуктивними горизонтами візейського, башкирського і московського ярусів, показало, що на його будову, типи пасток і заповнення їх вуглеводнями впливали різні фактори формування брахіантиклінальної порушеної солянокупольної структури. Гіпсометричний поверх нафтогазоносності становить 1790м. Поклади нафти і газу родовища локалізовані в інтервалі другої половини гіпсометричного регіонального поверху нафтогазоносності фанерозою. Відповідно до моделі, розробленої за даними чотирнадцяти свердловин, обгрунтовані пропозиції щодо розвідки виявлених покладів, а також рекомендується розпочати пошукові роботи на Пісочанській приштоковій структурі, верхньовізейські горизонти якої оцінюються (Дем`яненко, Стародубцева, 1995) в обсязі 1,9 одиниці умовного палива.

Гіпсометричний поверх на Липоводолинському родовищі обмежується скупченнями ВВ горизонтів В-20 і В-26н. Висота поверху 260м. Поклади родовища приурочені до нижньої частини гіпсометричного регіонального поверху фанерозою. Обгрунтовані моделі будови продуктивних горизонтів В-20н, В-21, В-22 і В-26н [13] сприяли раціональному вибору напрямку розвідки покладів. Пробурені рекомендовані свердловини 7 і 9 збільшили продуктивну площу візейських горизонтів, що дало змогу приростити 1,86 млрд.м3 газу і 0,3 млн.т конденсату. Для дорозвідки південної частини родовища рекомендовано буріння нової свердловини. Розроблені за участю автора моделі будови і пропозиції з розвідки покладів вуглеводнів Василівського родовища підтвердились пошуково-розвідувальними роботами, що сприяло отриманню 1,36 млрд.м3 газу.

Родовища гемібрахіантиклінальної будови. Обгрунтована геологічна модель Вишнівського родовища [27], приуроченого до порушеної геміантикліналі. Виділено новий продуктивний горизонт М-1. Запаси родовища оцінені в 4,17 одиниці умовного палива. Для розвідки покладу горизонту М-1 необхідні нові свердловини. Газові поклади локалізовані до середньої частини гіпсометричного регіонального поверху нафтогазоносності фанерозою.

На Довгалівській продуктивній площі, де продуктивність горизонту В-26 установлена пошуковою свердловиною, рекомендується буріння розвідувальної свердловини. Відповідно до обгрунтованої моделі будови запаси горизонту В-26 оцінюються в 2,5 одиниці умовного палива.

Обгрунтування і уточнення моделей будови Луценківського родовища проводилось з початку розвідки виявлених покладів. На першій стадії вивчення було обгрунтовано наявність єдиного турнейського контуру продуктивності Луценківської і Свиридівської структур і рекомендовано будівництво розвідувальної свердловини на поклад горизонту В-22 і розвідувально-пошукової на В-22 і Т (Дем`яненко, 1988). Перша не бурилась. Друга завершена будівництвом під номером 13-Свиридівська, але зупинена при глибині вибою 5306 м (С1v1), не розкривши турнейські відклади, а, відповідно, завдання по оцінці їх нафтогазоносності залишилось не виконаним. Стосовно візейських продуктивних горизонтів, то свердловина 13 установила новий поклад у горизонті В-21, розкрила промисловонасичені горизонти В-22 і В-23, що дало змогу приростити 2,15 млрд.м3 газу і 0,28 млн.т конденсату. На другій стадії розвідки родовища обгрунтовані моделі будови горизонтів В-26в, В-22ср, В-22н, В-23 і напрямки розвідувальних робіт (Дем`яненко, Стародубцева, 1992). В районі рекомендованої свердловини А затверджено буріння свердловини 9 і передбачається будівництво свердловини 10 в районі рекомендованої свердловини В. Висота гіпсометричного поверху продуктивності становить 440м. Поклади родовища відносяться до нижньої частини гіпсометричного регіонального поверху нафтогазоносності фанерозою.     

Досліджувана Нарижнянська площа характеризується блоковою будовою. Перспективність одного із таких блоків була обгрунтована на основі моделі покрівлі горизонту В-18-19 і рекомендована пошукова свердловина (Дем`яненко, Пильник, 1989). Пробурена свердловина установила газонасиченість горизонту В-18-19 в новому блоці, що сприяло приросту запасів газу. Важливо і те, що подібні блоки є не тільки на Нарижнянській, а також і на інших площах північного борту, що розширяє фронт пошукових робіт з метою виявлення нових покладів ВВ в пастках різної будови на невеликих глибинах.

На Свистуньківському родовищі, пов`язаному з геміантикліналлю-терасою, газонасиченими є візейські горизонти В-17н, В-20, В-21в і В-21н. Висота гіпсометричного поверху продуктивності становить 480м. Виявлені поклади локалізуються за межами нижньої частини гіпсометричного регіонального поверху нафтогазоносності фанерозою. Згідно з обгрунтованою моделлю [29] запаси родовища оцінені в 6,4 одиниці умовного палива. Запропоновані оптимальні напрями розвідувальних і пошукових робіт.

Обгрунтовано модель будови Червонолуцького родовища. Гіпсометричний  поверх його продуктивності становить 870м. В регіональному гіпсометричному поверсі фанерозою поклади родовища знаходяться в нижній частині. Вивчення покладів візейських продуктивних горизонтів В-16н, В-21в, В-21н пропонується продовжити [28] рекомендованою першою розвідувальною свердловиною. Запаси родовища оцінені в 2,565 одиниці умовного палива.

Розглянувши обгрунтування геологічних моделей будови основних типів родовищ, якими є продуктивні антиклінальні і гемібрахіантиклінальні структури з різними типами пасток, слід відмітити, що за відмітками установлених НВК і ГВК їх поклади знаходяться на різних гіпсометричних рівнях. Висота гіпсометричних поверхів продуктивності на розглянутих родовищах антиклінальної будови знаходиться в межах 220-1790м і 250-870м - гемібрахіантиклінальної будови. Поклади ВВ досліджених родовищ локалізовані в різних частинах виділених гіпсометричних загальних і регіональних поверхів нафтогазоносності фанерозою і його комплексів (детально наведено у третьому розділі даної роботи). Разом з цим результати виконаних досліджень показують можливості та ефективність впливу багатофакторних моделей з даними гіпсометрії покладів на пошук і розвідку скупчень нафти і газу в пастках відкладів фанерозою в різних структурних умовах і нафтогазоносних районах ДДЗ. Безумовно, що для коригування напрямків робіт запропоновані моделі слід своєчасно уточнювати і всебічно обгрунтовувати оптимальні місцеположення нових свердловин. Роботи такого плану автором виконуються систематично. Так, наприклад, розроблені пропозиції з розвідки покладів у 1996 році на родовищах західної частини ДДЗ використані при плануванні геологорозвідувальних робіт в субрегіоні та при розвідці покладів на Свиридівському, Рудівському і Червонозаводському родовищах. Прирощено 200 млн.м3 газу і 60 тис.т конденсату. Результати наукового обгрунтування напрямків геологорозвідувальних робіт, прогнозу розвідки покладів і приросту запасів на 1997 рік в пастках родовищ і продуктивних структур використані підприємством "Чернігівнафтогазгеологія" при визначенні напрямків і обсягів робіт на 1997 рік. Реалізація їх на Рудівському і Червонозаводському родовищах дозволила отримати приріст запасів газу в кількості 110 млн.м3 .

Таким чином, наукове обгрунтування багатофакторних варіантів геологічних моделей будови об`єктів розвідки з даними гіпсометрії НВК і ГВК та оцінкою запасів і своєчасне уточнення моделей дозволяють вибирати оптимальний варіант геологічної будови об`єкта, раціонально розміщувати обсяги робіт, що сприяє ефективному пошуку і розвідці покладів ВВ в фанерозої ДДЗ.

ПРИНЦИПОВА БАГАТОФАКТОРНА СХЕМА ПОШУКІВ І РОЗВІДКИ ПОКЛАДІВ НАФТИ І ГАЗУ НА РІЗНИХ ТИПАХ ПЕРСПЕКТИВНИХ І ПРОДУКТИВНИХ СТРУКТУР

Удосконалення методики пошуково-розвідувальних робіт є актуальною проблемою на будь-якій стадії вивченості нафтогазоносних регіонів. Тому закономірний інтерес до досліджень, що сприяють удосконаленню методики пошуків і розвідки нафти і газу (Афанасьев, 1983; Бриндзинский и др., 1989; Габриэлянц и др., 1985; Довжок и др., 1987; Зыкин и др., 1990; Ковальчук, 1986; Кузнецова, 1988; Мозгова, 1987; Тихомиров и др., 1987; Фурсов, 1985; Халимов и др., 1987; та інші), окремих нафтогазоносних регіонів, геоструктур більш низьких порядків і конкретних родовищ (Аверьев и др., 1972; Андреев и др., 1990; Бакин и др., 1988; Барановская, 1970-1997; Билык, 1990; Брюханов и др., 1987; Высочанский, 1988, 1998; Головацкий, 1968-1990; Демьяненко, 1980-1997; Дозорцев, 1989; Евдощук, 1997; Истомин и др., 1986-1996; Клочко, 1997; Клубов, 1978; Кондрушкин, 1986; Обровец и др., 1992; Палий и др., 1992; Постников, 1987; Стасенков и др., 1988; Толешко, 1988; Шахновский и др., 1986; та інші). Всі вони мають наукову і практичну цінність. Але нові пошукові і розвідувальні об`єкти нерідко мають свої нафтогазогеологічні особливості, які не завжди дозволяють використовувати ті чи інші методичні прийоми пошуків і розвідки, що позитивно зарекомендували себе в інших регіонах.

В умовах ДДЗ на пошуки і розвідку нафти і газу в комплексах фанерозою впливають глибина залягання і різноманітність складнозбудованих резервуарів, утруднення їх картування і геометрізації покладів ВВ та інші фактори. До наведеного, останнім часом, в ДДЗ, як і в інших регіонах України, намітилась тенденція щорічного зменшення фінансування і обсягів пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ. В таких умовах нагальною проблемою є стабілізація і підвищення ефективності геологорозвідувальних робіт при існуючих економічних і технологічних можливостях. Вирішення цієї проблеми сьогодення неможливе без глибокого аналізу результатів пошуково-розвідувальних робіт з виясненням причин непродуктивності свердловин, визначення стану основних критеріїв та розробки пропозицій і обгрунтування раціональної схеми пошуків і розвідки покладів вуглеводнів на різних типах перспективних і продуктивних структур фанерозою.

Вплив різних факторів на причини непродуктивності свердловин при пошуках і розвідці покладів нафти і газу. Аналіз  пошуково-розвідувальних робіт в ДДЗ за період з 1971 по 1990 р.р. показав, що за цей час в регіоні 21% свердловин, завершених будівництвом на родовищах при пошуках і розвідці покладів нафти і газу в комплексах фанерозою, виявились непродуктивними. Причини непродуктивності свердловин різні [11, 30]. За частотою зустрічі найбільш поширеними є три основні причини.

Першою із них є відсутність порід-колекторів з необхідними фільтраційними та ємнісними властивостями, які прогнозувались в перспективній частині розрізу. В  результаті цього ліквідовано 41% непродуктивних свердловин. Факторами, обумовившими цю причину, є літологічне заміщення проникних порід глинистими різновидами, виклинювання або ущільнення порід-колекторів (Зимницьке, Мехедівське, Світличне, Чутівське та інші родовища). Другою причиною є трансформація і непідтвердження бурінням структурних побудов, на яких площі вводились в буріння і закладались пошукові та розвідувальні свердловини. В результаті останні опинилися в неоптимальних умовах відносно пасток ВВ, розкривши відклади в зонах водонасиченості або ущільненості продуктивних горизонтів. З цієї причини ліквідовано 35% свердловин (Куличихінське, Скоробагатьківське, Ярмолинцівське родовища та інші). Третьою причиною є непідтвердження прогнозу перспективності пасток. За факторами, що обумовлюють цю причину, ліквідовано 24% непродуктивних свердловин (Абазівське, Карпилівське та інші родовища). Як видно із наведеного фактори, обумовлюючі непродуктивність свердловин, різні. Виявлена поліфакторність основних причин непродуктивності свердловин в значній мірі стосується пошуків родовищ і в меншій – їх розвідки. Підтвердженням цього є те, що 71% ліквідованих непродуктивних свердловин – пошукові, які не виявили покладів ВВ, і 29% - розвідувальні , які потрапили за межі нафтогазоносної площі розвідуваних покладів.

Для зменшення кількості непродуктивних свердловин особливу увагу слід приділити удосконаленню способів і використанню різних методів прогнозування колекторів і меж їх флюїдонасичення. Важливим для подальших робіт є підвищення достовірності структурних побудов перспективних пошукових об`єктів, впровадження методик, які дозволяють розширити існуючі спроможності сучасних сейсморозвідувальних досліджень (Дворянин, 1991) при картуванні неантиклінальних структур складної будови, плікативних і диз`юнктивних дислокацій в районах ускладнених соляною тектонікою та в умовах приштокових зон. Одночасно з реалізацією заходів по підвищенню роздільної здатності методів сейсморозвідки для картування пасток, необхідно частіше застосовувати комплексування геологічних і геофізичних досліджень, а також вести пошук інших нетрадиційних способів, що підвищують якість структурних побудов і на їх основі коригувати напрямки пошуків і розвідки покладів ВВ. Зменшення трансформації структурних побудов за рахунок підвищення їх якості, своєчасне і постійне коригування розвідки родовищ на основі уточнених поточних моделей будови родовища, які враховують дані нових свердловин і результати деталізаційних сейсмічних досліджень, будуть сприяти зменшенню числа непродуктивних свердловин і, відповідно, підвищенню ефективності пошуково-розвідувальних робіт в фанерозойських відкладах ДДЗ.

Особливості основних критеріїв пошуків і розвідки родовищ та ефективності  геологорозвідувальних робіт. Аналіз пошуків і розвідки нових родовищ дозволив виявити стан критеріїв та вплив їх на пошук і розвідку покладів ВВ, визначитись з критерієм ефективності геологорозвідувальних робіт.

Основним загальновідомим критерієм для проведення пошукових робіт є наявність перспективної пастки, тип якої залежить від морфології і будови структури. Відповідно до цього в ДДЗ автором виділяються пастки, пов`язані з структурами антиклінальної та гемібрахіантиклінальної будови, які мають свої особливості морфології, нафтогазоносності і проведення пошукових робіт [2, 5, 7, 8, 15, 23, 40]. Позитивні результати  на брахіатиклінальних структурах дають пошукові свердловини, що складають поздовжній профіль. На великих похованих пастках оптимальним є розміщення свердловин на діагональному профілі, а на малих - черговість  будівництва свердловин слід визначати, виходячи з умов конкретних пасток.

Відкрите родовище, як відомо, є основним критерієм для початку етапу розвідувальних робіт. При цьому слід враховувати, що родовища, відкриті пошуковими свердловинами і ті, що виявлені параметричними свердловинами, не завжди однозначно підготовлені до розвідки. Геологічна будова родовища і модель покладу (покладів), що розвідується за своїм значенням займають друге місце в низці критеріїв розвідки [22]. Розглядаючи ці критерії слід відмітити, що через складну будову об`єктів розвідки достовірність їх картування не завжди підтверджується бурінням. Тому для підвищення ефективності розвідки модель покладу, що розвідується і родовища в цілому повинні постійно уточнюватись і коригуватись, що буде сприяти підвищенню достовірності цього критерію [13, 17, 25, 36]. Бажано, щоб при цьому ширше практикувалось проведення додаткових сейсмічних профілів, які дозволяють впевнено коректувати модель об`єкта розвідки, не використовуючи розвідувальні свердловини на вирішення структурних завдань.

Продуктивна площа, базисний поклад розвідки і величина розвідуваних запасів – критерії, від яких залежить визначення обсягів робіт для розвідки родовища. А враховуючи те, що в ДДЗ більшість нових родовищ є багатопокладовими, багатоконтурними, але з невеликими запасами ВВ, відношення до вказаних критеріїв особливе, тим більше, що вони нерідко змінюються. При наявності збільшення і зменшення продуктивної площі і контуру базисного горизонту розвідки [22] переважають випадки зменшення їх величини через непідтвердження контуру продуктивності, виклинювання і літологічне заміщення пластів-колекторів. Всі ці факти приводяться до зменшення очікуваних приростів запасів.

Складна будова об`єктів і великі глибини їх залягання, відкриття покладів переважно невеликих розмірів і з малими запасами ВВ, нестабільність фінансування і технічного забезпечення – це далеко не повний перелік питань, від яких залежить ефективність сучасного процесу геологорозвідувальних робіт в регіоні. Щодо стану ефективності пошуків і розвідки покладів нафти і газу в ДДЗ, то він  бажає бути набагато кращим. Підтвердженням цього є результати геологорозвідувальних робіт за 1990-1996 р.р. Обсяги буріння за сім років зменшились на 95,5%, а приріст запасів на 89,7%. При таких складних умовах робіт заслуговує на увагу питання вибору критеріїв геолого-економічної оцінки робіт та їх ефективності. Приймати широко відомий критерій – вартість 1 м буріння, враховуючи поточний інфляційний стан карбованця, а зараз гривні, дуже ускладнено. Також і зіставлення цін не завжди відповідатиме рівнозначній вартості складових частин виконаних робіт. Безумовно, що в цьому питанні більш реальним і об`єктивним може бути величина отриманого приросту запасів вуглеводнів, акумулююча в собі результати розумових, трудових, фінансових і технічних витрат. Але і тут є декілька варіантів. Серед них найбільш поширеними в практиці геологорозвідувальнх робіт є приріст запасів на метр проходки і на одну свердловину. В наших умовах для оцінки геологічної ефективності робіт пропоную за основний критерій приймати приріст запасів на одну свердловину, завершену будівництвом [21]. Це дає реальне уявлення про геологічну ефективність робіт, оскільки даний критерій є містким за своїм складом, пов`язаний з роботами стадій пошукового і розвідувального етапів, результати яких в геологорозвідувальному процесі на нафту і газ є визначальними. При коливанні величини приросту запасів в 1990-1996 р.р. на одну свердловину від 316,85 тис.т до 841,15 тис.т середній приріст на одну завершену будівництвом свердловину становить 583,02 тис.т умовного палива. Безумовно, що цей середній приріст (або вище вказані межі його коливання) слід враховувати при обгрунтуванні кількості проектних свердловин, які забезпечують рентабельність проведення робіт.

Пропозиції до проблеми удосконалення методики пошуково-розвідувальних робіт та принципова схема пошуків і розвідки родовищ нафти і газу. Геологорозвідувальний процес пошуків і розвідки родовищ в ДДЗ розглядається в залежності від геологічної будови пошукових і розвідувальних об`єктів, якими є антиклінальні і геміантиклінальні структури.

Родовища антиклінальної будови приурочені до наскрізних і похованих піднять. Аналіз геологорозвідувальних робіт на родовищах, поклади ВВ яких приурочені до пасток наскрізних антиклінальних піднять [15], показав, що при пошуках перспективних палеозойських структур слід повніше використовувати матеріали по верхній частині відкладів фанерозою ДДЗ. Наскрізні палеозойські продуктивні структури часто проявляються замкнутими в мезозої (Андріяшівська, Ярошівська та інші), а деякі і в кайнозої (Монастирищенська та інші). При обгрунтуванні методики пошуково-розвідувальних робіт слід, перш за все, виходити з типу перспективної наскрізної структури, її розмірів і будови. Поповерховість пошукових робіт на наскрізних брахіантикліналях не завжди виправдана. Їх проведення може бути зумовлене лише технічними можливостями буріння, які не дозволяють розкривати глибокозалягаючі перспективні горизонти. Перші пошукові свердловини на наскрізних брахіантикліналях доцільно проектувати і бурити в склепінневих умовах піднятть. При розвідці двохсклепінневої наскрізної брахіантикліналі з отриманням результатів у склепінневих свердловинах третьою має будуватись свердловина для оцінки нафтогазоносності перспективних комплексів у міжсклепінневих умовах. Розвідка родовищ повинна випереджатись прогнозом будови пастки.

Більш складнішим є процес пошуків і розвідки покладів ВВ в пастках похованих структур антиклінальної будови. Трансформація морфології цих структур є одним із основних факторів, які обумовлюють те, що деякі свердловини потрапляють в законтурні умови. Поховані брахіантикліналі з декількома локальними підняттями нерідко після буріння свердловин не виділяються, але появляються нові пропущені малоамплітудні структури. Більшість локальних похованих продуктивних піднять мають окремий контур нафтогазоносності. Такі трансформації і утруднення картування локальних структур обумовлені незначними їх розмірами і слабкою вираженістю в структурних планах фанерозою. Для ефективного опошукування похованих антиклінальних структур першу свердловину слід закладати в склепінневих умовах. Подальше буріння пропонується орієнтувати на поширення робіт від продуктивної свердловини. Відстань між свердловинами не повинна перевищувати розміри підняття. Напрям робіт необхідно коригувати уточненими моделями геологічної будови. При оконтурюванні покладів з невизначеною або невпевненою будовою пастки необхідно враховувати різні моделі геологічної будови. Тобто, для визначення оптимального місцеположення свердловин пропонується поваріантний спосіб (Дем`яненко, 1980), впровадження якого сприяло обгрунтуванню оптимальних місць свердловин, які забезпечили максимальну інформативність з геології і нафтогазоносності об`єктів на Липоводолинському, Південно-Панасівському, Рудівському та інших родовищах.

Родовища гемібрахіантиклінальної будови в розкритому розрізі приурочені до наскрізних і похованих гемібрахіантикліналей. Для підвищення ефективності робіт на наскрізних і похованих напівантикліналях з окремими склепіннями рекомендується після першої свердловини, закладеної в склепінневій частині пастки, другу свердловину будувати на замиканні структури в сторону підйому осі напівантикліналі. Після встановлення розповсюдження склепінневого покладу слід вирішувати питання про вивчення особливостей будови інших частин резервуару. Оцінку літологічно обмежених і тектонічно екранованих пасток напівантикліналі за межами склепіння необхідно проводити свердловинами, які повинні поширювати вивчення площі за продуктивними свердловинами.  З отриманням позитивних результатів рекомендується вводити розвідувальні свердловини в периклінальних умовах структури. При блоковій будові напівантикліналі і враховуючи різке гіпсометричне положення блоків, а, відповідно, неоднакові умови формування колекторів, пошуки рекомендую розпочинати з свердловини на тому блоці, який розташований в середній частині напівантикліналі. Щодо геологорозвідувальних робіт на наскрізних і похованих геміантиклінальних структурах, представлених схилами, блоками і терасами, то першочергові пошукові свердловини слід закладати в оптимальних умовах, визначених в залежності від типів пасток. Після відкриття родовища оптимальна розвідка його має проводитись з поступовим розширенням робіт від продуктивної (продуктивних) свердловин [17, 28, 29, 39].

Принципова схема пошуків і розвідки покладів ВВ розроблена автором з врахуванням виявлених причин непродуктивності свердловин, визначених особливостей критеріїв пошуків, розвідки і ефективності робіт, розроблених рекомендацій і пропозицій по удосконаленню методики пошуків і розвідки родовищ антиклінальної і геміантиклінальної будови. Можливі багатофакторні схеми розміщення і будівництва свердловин рекомендуються в залежності від варіантів будови і нафтогазоносності різних типів структур, пасток і покладів. Дається обгрунтування першочергових і залежних свердловин різних категорій. Передбачається послідовність їх будівництва. На об`єктах антиклінальної будови розвідувальні свердловини в більшості доповнюють поздовжній профіль і рідше – поперечний. На родовищах геміантиклінальної будови розвідувальні свердловини утворюють поздовжні, поперечні, ламані профілі, а також трикутники і чотирикутники. Розміщення розвідувальних свердловин залежить не тільки від положення пробурених пошукових свердловин, а, в основному, визначається, виходячи із типу будови, розмірів продуктивної пастки і розвіданості покладу (покладів) в її межах. За основу доцільності буріння глибоких свердловин автор прийняв критерій геологічної ефективності – приріст запасів в межах 317тис.т -841тис.т умовного палива на одну закінчену будівництвом свердловину. Рентабельність пошуково-розвідувальних робіт з такими показниками підтверджена підприємствами Держкомгеології при пошуках і розвідці родовищ в ДДЗ за 1990-1996 роки. Практичне значення пропонованої схеми пошуків і розвідки покладів ВВ полягає в тому, що вона передбачає розміщення і будівництво пошукових і розвідувальних свердловин в залежності від типу об`єкта (родовища), типу пастки і покладу, величини продуктивної площі, від розмірів якої рекомендуються обсяги і кроки пошукового і розвідувального буріння та величина продуктивної площі на одну свердловину. Принциповість пропонованої схеми визначається тим, що вона передбачає єдину сітку глибоких свердловин, буріння першої розвідувальної свердловини для приросту продуктивної площі, а потім поступове розширення вивчення покладу (родовища), поваріантний вибір місцеположення свердловин на основі багатофакторних моделей будови об`єктів.

Таким чином, врахування в подальших роботах виявлених основних причин непродуктивності свердловин, використання виявлених особливостей критеріїв пошуково-розвідувальних робіт та оцінки їх ефективності і рекомендованих пропозицій з пошуково-розвідувальних робіт на локальних об`єктах, впровадження принципової схеми пошуків і розвідки покладів ВВ на різних типах об`єктів буде сприяти удосконаленню методики пошуків і розвідки покладів ВВ в гіпсометричних поверхах нафтогазоносності ДДЗ і підвищенню ефективності геологорозвідувальних робіт в регіоні.

ВИСНОВКИ

На основі комплексного аналізу нафтогазоносності відкладів фанерозою ДДЗ, наукових розробок і наукових узагальнень та результатів пошуково-розвідувальних робіт досліджені особливості гіпсометричного розподілу покладів нафти, газу, газоконденсату, їх запасів і продуктивних площ, які є важливою науковою і практичною проблемою нафтогазової геології. В рамках вирішення даної проблеми аналізувались виділення поверхів в геології, вивчались продуктивні відклади і структури фанерозою ДДЗ, принципи типізації пасток у нафтогазовій геології і типізація пасток та їх заповнення вуглеводнями в фанерозої ДДЗ, вияснялись закономірності гіпсометричної локалізації пластових покладів ВВ та прогнозу нових інтервалів у перспективних комплексах фанерозою, особливості гіпсометричних поверхів і прогнозу гіпсометричних інтервалів запасів ВВ та продуктивних площ в розрізі фанерозою ДДЗ, науково обгрунтовувались моделі будови родовищ в гіпсометричних поверхах нафтогазоносності та критерії і пропозиції до їх пошуків і розвідки, розроблялась принципова схема пошуків і розвідки покладів нафти і газу в пастках структур фанерозою ДДЗ. В результаті виконаних досліджень отримані такі основні наукові і практичні результати.

Нафтогазоносними об`єктами фанерозою ДДЗ є структури антиклінальної і гемібрахіантиклінальної будови, які представлені наскрізними, похованими і дисгармонійними різновидами. Серед установлених продуктивних відкладів основними вважаються породи нижнього карбону, а домінуючими - горизонти візейського ярусу. Соленосні утворення нижньої пермі можна розглядати як перспективний комплекс для пошуків покладів нафти і газу.

Обгрунтована необхідність утримуватись від виділення пасток, що називаються в нафтогазовій геології структурними. Дана кількісна оцінка вуглеводневого заповнення пасток в ДДЗ. Нафтогазоносні об`єкти характеризуються тенденцією зонального розповсюдження пасток з різним заповненням їх ВВ, відсутністю узгодження гіпсометрії структурних планів і величини коефіцієнта заповнення пасток та зменшенням його від збільшення гіпсометричної глибини залягання покрівлі покладу.

Вперше всебічно досліджено гіпсометрію нафтогазоносності регіону на основі абсолютних відміток НВК і ГВК покладів ВВ. Установлена нерівномірність і переривчастість гіпсометричної локалізації та частоти зустрічі покладів нафти, газу і газоконденсату. В розкритому розрізі порід фанерозою ДДЗ має місце  дискретність гіпсометричного розподілу покладів ВВ, яка встановлена автором раніше і підтверджується зараз відкриттям нових покладів.

Дискретна природа локальних інтервалів з різним числом покладів і, конкретно, максимумів пов`язана з багатофакторною інтегральною оцінкою формування скупчень ВВ в гіпсометричних умовах ДДЗ. Виділені максимум