Библиотечный каталог авторефератов Украины

ТИПИ ОРГАНОГЕННИХ СПОРУД,  ЇХ БУДОВА  І  ПОШИРЕННЯ

Аналіз продуктивності візейських карбонатних відкладів центральної частини ДДЗ свідчить про те, що основними резервуарами вуглеводнів є різноманітні за морфогенетичними особливостями органогенні споруди.

За результатами проведених літологічних, палеогеографічних та літогеодинамічних досліджень встановлено, що за генезисом, морфологією, роз­­міром, внутрішньою будовою, співвідношенням з вміщуючими породами і фаціальною приуроченістю органогенні споруди візейського ярусу поділяються на шість основних типів, пошук і розвідка яких має свої певні особливості (рис. 2).

До першого типу органогенних споруд відносяться так звані башенні (внутрішньобасейнові) рифи, які тісно пов`язані з палеопідняттями, що роз­міщені в зоні переходу від схилових до депресійних фацій. Внутрішньобасейнові рифи характеризуються горбоподібною, майже ізометричною формою і обрамлені по всьому периметру карбонатно-глинистими відкладами.

Присутність такого типу побудов в розрізі чітко фіксується по різкому зростанню карбонатної товщі до 120-150 м порівняно з навколишнім фоном  20-30 м. При цьому середній градієнт зміни товщини складає більше 70 м на один кілометр. Внутрішньобасейнові рифові масиви складені в основному біогермними (біоморфними і біоморфно-детритусовими) вапняками, а також похідними їх руйнування. Вапняки білі і світло-сірі, переважно моховатко-криноїдні, часто сильно перекристалізовані з утворенням се­редньо- і крупнозернистого кальциту, прошарками доломітизовані, тріщинуваті, пористі і кавернозні. В нижній частині відмічається інтенсивне окременіння переважно кварцового і халцедонового складу. Вміст кремнезему складає 20-40%, прошарками збільшуючись до 80-90%. До ділянок з високою ступінню окременіння приурочені зони інтенсивної тріщинуватості. Розміри описаних споруд змінються від 2,5×3 км до 4×5 км.

До другого типу органогенних побудов відносяться рифогенно-кар­бо­на­тні масиви бар`єрного типу, просторове розміщення яких співпадає з ме­жа­ми рифової фації. Рифові масиви цієї зони мають лінійну форму витягну­ту вздовж берегової лінії і на відміну від внутрішньобасейнових рифів, хара­ктеризуються більш пологими тиловими схилами. Так, для фронтальних схилів градієнт зміни потужності складає 45 м/км, а для тильних схилів – всь­ого 15 м/км. Рифові масиви цього типу, за своєю суттю, не є ізольовани­­ми спорудами, а разом з міжрифовими відкладами утворюють порівняно ву­зький (шириною 5-10 км) майже неперервний пояс, який обрамляє депре­сі­йні зони. Розповсюдження цього поясу в більшості випадків співпадає з апі­кальними частинами внутрірозломних виступів кристалічного фундаменту.

Третій тип представлений дрібними і середніми за розміром внутрішельфовими біогермами. Біогерми такого типу, як правило, мають потужність порядку 40-60 м і залягають в середині карбонатних відкладів мілководно-шельфової фації.

Внутрішельфові біогерми складені масивними світлими, інколи доломітизованими, майже повністю перекристалізованими, часто сильно кавернозними і трі­щинуватими вапняками біоморфного і біоморфно-детри­ту­со­во­го різновидів. Із ор­га­нічних залишків переважають моховатки і криноідеї, багаточисельні форамініфе­ри, зустрічаються крупні раковини брахіопод, поодинокі водорості і корали.

Найбільш кавернозна і тріщинувата верхня частина біогермів, яка періодично в результаті евстатичних коливань рівня моря попадала в зону гі­пергенеза і під­давалась інтенсивному вилуговуванню і карстуванню, якраз у верхній частині і відмічаються найбільш високі значення пористості (18-22%) і проникності (100-250 фм2).

Формування внутрішельфових біогермів проходило в умовах мілково­ддя на локальних припіднятих ділянках морського дна. Нерідко в підошві біогерімів залягають брахіоподові банки.

Четвертий тип також приурочений до відкладів мілководно-ше­ль­фо­вої фа­ції і названий нами приштоковим. Приштокові органогенні побудови от­ри­мали свій розвиток на обрамленні соляних штоків, які вже проявились в ранньовізейський час. Цей тип побудов характеризується найбільш складною будовою, напівокруглою в плані формою і звернений випуклою стороною до центра западини.

Біогермна приштокова побудова складена сильно доломітизованими, жовтувато-світло-сірими, кавернозно-пористими, сильно тріщинуватими, мо­­ховатко-криноїдними вапняками. Високий ступінь тріщинуватості обумо­­влений неодноразовим ростом штоків в наступні періоди геологічної історії.

До п‘ятого типу ми також відносимо відклади мілководно-шельфової фації, представлені біостромами. Органогенні побудови такого типу мають лінзовидну  і пластоподібну форми і порівняно невелику товщину (до перших метрів) і так як і побудови біогермного типу, залягають в середині карбонатних відкладів. Складені біостроми в основному біоморфними і біоморфно-детритусовими, сильно перекристалізованими водоростево-фора­мі­ніферовими і водоростевими вапняками.

Шостий тип – різноманітні органогенні банки, досить широко представлені в мілководно-шельфовій і схиловій зонах і складаються в основному двома таксономічними групами – брахіоподами і криноідеями (мікрофація криноїдних розвалів; Лукін О.Ю., 1978). Брахіоподові банки залягають в більшості випадків у підошві карбонатної товщі і характерні для початкового етапу  морської трансгресії, а криноїдні частіше зустрічаються в верхніх  частинах розрізу, формування якої проходило вже в суттєво регресивний період.

Просторове розповсюдження виділених типів органогенних споруд в значній мірі контролюється палеогеоморфологічним фактором, тобто кожній фаціальній зоні притаманні лише свої конкретні типи органогенних споруд. Так для депресійної фації характерні башенні (внутрішньобасейнові) рифи, для рифової – кра­й­ові рифові масиви бар’єрного типу, для шель­фо­вої – внутрішельфові біогерми, приштокові біогерми, банки і біостроми. В межах фаціальних зон органогенні споруди приурочені до палеопіднять, тектонічних уступів і вузлових розломних зчленувань. 

Крім того, проведений детальний аналіз внутрішньої структури рифів і біогермів дозволив встановити два регіональних рівні (яруси) розвитку біогермних вапняків – верхній і нижній. Верхній і нижній яруси в більшості випадків розділені глинистою перемичкою і, згідно загальноприйнятій кла­сифікації на даній території відповідають продуктивним горизонтам В-24 і В-25. За наявністю чи відсутністю цих ярусів візейські органогенні споруди також підрозділяються на одноярусні і двоярусні.

КАРБОНАТНІ ПОРОДИ-КОЛЕКТОРИ І ФАКТОРИ,

ЯКІ ВПЛИВАЮТЬ НА ЇХ ФОРМУВАННЯ

Колектори нижньовізеського рифогенно-карбонатного комплексу мають ск­ла­дну будову і нерівномірне розповсюдження по площі. Петро-лі­то­фа­ціальними дослідженнями встановлено різноманітність первинних і вторинних факторів, які призводили до формування пустотного простору і фі­ль­траційно-ємкісних властивостей карбонатних резервуарів. Основними з них є: первинний склад і умови ут­во­рення карбонатних порід, седиментаційне вилуговування і перекристалізація, екзогенна і тектонічна тріщинуватість, палеокарст, пов‘язаний з передверхньовізейським переривом, прояви діастем на різних рівнях органогенних споруд, пізньоепігенетичне вилуговування карбонатів термальними водами і глибинними ВВ-Н2О-СО2. Сукупність дії всіх зазначених факторів на рифогенно-карбонатні тіла обумовили складну морфологію пустотного простору і значну неоднорідність ємкісних і фільтраційних властивостей карбонатних колекторів. Домінуюче значення при формування карбонатних колекторів належить вторинним глибинним процесам.

Виходячи з зазначених факторів виділяються наступні типи колекторів: трі­щинний, тріщинно-поровий, тріщинно-кавернозний, порово-трі­щин­но-кавер­но­­з­ний. В умовах центральної частини ДДЗ найбільш розповсюдженні тріщинний і тріщинно-поровий колектори.

Встановлено існування певної зональності в розподіленні типів колекторів по площі. Так в башенних рифах переважають тріщинний та тріщин­но-поровий колектори (близько 70%) – обумовлені в значній мірі високим ступенем окременіння, а також тріщинно-кавернозний. В рифових масивах бар’єрного типу типи колекторів розподіляються наступним чином: тріщинний – 50%, тріщинно-кавер­нозний – 20%, поровий та тріщинно-поро­вий (обумовлений перекристалізацією) – 30%. У внутрішньошельфових бі­о­гермах тріщинний – 50%, тріщинно-кавер­но­з­ний – 30%, тріщинно-по­ро­вий – 20%. У приштокових спорудах тріщинний – 50%, поровий і тріщинно-поровий – 50%. Значний відсоток порового та тріщинно-по­ро­вого типу колекторів в приштокових спорудах обумовлений високим ступенем метасоматичної доломітизації вапняків, яка, мабуть, тісно зв’язана різноманітними приштоковими процесами, так як за межами соляних штоків доломітизація не перевищує 10-15%.

Встановлені закономірності необхідно враховувати при плануванні геологорозвідувальних робіт, також при проектуванні, випробуванні та екс­п­лу­атації свердловин.

ПЕРСПЕКТИВИ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ

Виконані літолого-фаціальні дослідження дали можливість оцінити пе­р­спективи нафтогазоносності і намітити подальші напрямки проведення геологорозвідувальних робіт на нафту і газ. Встановлено, що найбільші пер­спективи нафтогазоносності карбонатних відкладів в межах центральної частини ДДЗ в першу чергу слід пов‘язувати з різноманітними органогенними спорудами, в яких вже відкрита низка родовищ нафти і газу (Кампанське, Селюхівське, Білічівське, Прирічне і інші).

Виходячи з встановленої фаціальної зональності і закономірностей просторової локалізації органогенних споруд і поширення колекторів нами пропонуються наступні перспективні ділянки для пошуків скупчень ВВ: Гудимсько-Кам­па­н­ська, Білічівсько-Прирічна де прогнозується розповсюдження найбільш пер­спек­тивних (в нафтогазоносному плані) “башенних” рифів, які чітко морфологічно ви­ражені і добре виділяються за сейсмікою; Бакумівсько-Славківська, Південно-Ана­стасів­ська-Валюхів­ська – для пошу­ку рифових масивів крайового типу, до яких приурочена значна зона нафтонакопичення в карбонатних відкладах на Лі­по­во­долинсько-Артю­хів­сь­кій ділянці; Охіньківсько-Хортицька, Селюхівсько-Сні­ти­н­ська Зінківсько-Загорянська – для пошуків нафтоносних внутрішельфових біо­гер­мів. Рекомендується також проведення додаткових детальних сейсмічних робіт  на Озерянському, Авдіївському і Чернухінському рифогенно-карбонатних об‘єк­тах з метою уточнення їх будови і з‘ясування промислової нафтогазоносності.   

ВИСНОВКИ

Робота присвячена вивченню будови і літолого-фаціального складу візейського  РКК з метою оцінки і встановлення закономірностей їх нафтогазоносності. В процесі проведення зазначених робіт отримані наступні результати:   

1. Для карбонатних відкладів нижнього карбону центральної частини ДДЗ розроблена структурно-генетична класифікація, яка включає 5 класів, 10 груп і 37 типів карбонатних порід (рис.1). Для більшості типів карбонатних порід, за результатами досліджень встановлені умови утворення і закономірності розповсюдження  по площі і розрізу.
2. Вивчена будова і умови осадконакопичення карбонатних відкладів нижнього візе; проведена типізація розрізів і встановлено існування достатньо  чіткої  фаціальної зональності.
3. На основі детального вивчення літолого-фаціальних особливостей  нижньовізейського РКК в межах центральної частини ДДЗ обґрунтовано наявність по­вного набору фацій, характерних для рифогенних формацій, а саме басейнової (депресійної), схилової, рифової, шельфової (фації внутрішнього і зовнішнього ше­льфу), прибережно-морської, лагунної та крайової теригенної.
4. Визначено два основних стратиграфічних рівня карбонатної карбонатної седиментації (XIII і XIV МФГ) і побудовано карти фацій і потужностей (масштабу 1:200000) відповідних РКК.
5. За особливостями внутрішньої будови, морфології, розмірами, взаємовідношенню з вміщуючими породами виділено 6 основних типів візейсь­ких органогенних  споруд, пошук і розвідка скупчень ВВ в яких має свої характерні особливості; виділяються наступні типи – башенні (внутрішньобасейнові) рифи, крайові рифові масиви бар’єрного типу, внутрішельфові біогерми, приштокові біогерми, банки і біостроми.
6. Доведено, що кожній фаціальній зоні притаманні лише свої конкретні типи органогенних споруд. Так для депресійної фації характерні ба­шенні (внутрі­шньобасейнові) рифи, для рифової – крайові рифові масиви бар’єрного типу, для шельфової – внутрішельфові біогерми, приштокові біогерми, банки і біостроми.
7. Встановлено характер і об’єм стратиграфічних переривів і неузгоджень та їх вплив на формування пасток у карбонатних товщах візейського ярусу.
8. За даними літолого-петрофізичних досліджень встановлено, що у візейських карбонатних резервуарах виділяються наступні типи колекторів: тріщинний, тріщинно-поровий, тріщинно-кавернозний, порово-тріщи­н­но-кавернозний.
9. Основними факторами, які впливали на формування фільтраційних і ємкісних властивостей є: 1) конседиментаційне вилуговування і перекристалізація (з підпорядкованою доломітизацією), екзогенне тріщиноутворення в період короткочасних осушень; 2) палеокарст пов’язаний зі значними перервами; 3) тектонічне тріщиноутворення; 4) пізньоепігенетичне вилуговування карбонатів термальними водами і глибинними флюїдами.
10. З літолого-фаціальних позицій дана оцінка перспектив нафтогазоносності карбонатних відкладів нижньовізейського РКК, розроблені напрямки геологорозвідувальних робіт і виділені першочергові ділянки і окремі об‘єкти (органогенні споруди) для постановки сейсмічних досліджень і бурових робіт.

СПИСОК ОПУБЛІКОВАНИХ ПРАЦЬ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ

1. Вакарчук С.Г. Перспективи нафтогазоносності пасток неантикліна­ль­но­го типу Срібненської депресії і зон її облямування // Збірник наукових праць УкрНДІгаз; вип. VII. – 2000. – С. 50-56.
2. Лукин А.Е., Вакарчук С.Г Турнейско-нижневизейский рифогенно-ка­р­бо­нат­ный комплекс Днепровско-Донецкой впадины и общие проблемы формиро­ва­ния раннекаменноугольных нефтегазоносных рифов // Геологічний журнал. – 1999. – № 2. –  С. 21-33.
3. Лукин А.Е., Вакарчук С.Г, Коржнев П.М. Турнейско-ранне­ви­зей­с­кий тектоно-седиментационный комплекс Днепровско-Донецкого авлакогена // Геологічний  жур­нал. – 2001. – № 1. – С. 7-16.
4. Вакарчук С.Г Литология и фации карбонатных отложений нижневи­зейского подъяруса центральной части Днепровско-Донецкой впадины // Сборник статей научно-практической конференции “Стратегия развития не­фте­до­бы­ваю­щей промышленности республики Беларусь”. – 1999. – С. 246-258.
5. Вакарчук С.Г Будова і перспективи нафтогазоносності нижньовізей­сь­ких карбонатних відкладів Озерянсько-Бакумівської дуги Дніпровсько-Донецкої за­падини // Зб. наук. пр. – Полтава: УНГА. – 1998. – Т.1. – С. 138-139.  
6. Вакарчук С.Г. Геологічна будова Селюхівського нафтового родовища // Зб. наук. пр. – Чернігів. –1999. – С. 5-7.
7. Вакарчук С.Г. Фациальная зональность и литологические особенно­сти нижневизейских карбонатных отложений северо-западной части Дне­­провско-До­нецкой впадины // Зб. наук. пр.– Київ, 2000. –  Т.  2 .  – С.  239-249.
8. Вакарчук С.Г. Структурно-генетические типы карбонатных пород нижнего карбона Днепровско-Донецкой впадины // Зб. наук. пр. – Івано-Фра­н­ківськ: УНГА. – 2000. – Т. 1. – С.  168-169.
9. Вакарчук С.Г. Органогенные постройки нижневизейского подъяру­са северо-запад­ной части Днепровско-Донецкой впадины в связи нефтегазоносностью // Зб. наук. пр. – Чернігів: УкрДГРІ. – 2000. – С. 11-14.
10. Вакарчук Г.І., Вакарчук С.Г., Філюшкін К.К. Перспективи нафтогазоносності вапнякових  відкладів нижнього карбону Срібненської депресії // Матеріали 6-ої Міжнародної конференції “Нафта-Газ України – 2000”. – Івано-Франківськ.– 2000. – С. 167.
11. Вакарчук Г.І., Вакарчук С.Г., Філюшкін К.К. Перспективи пошуків покладів нафти і газу в пастках літолого-стратиграфічного типу у відкладах нижнього карбону північно-західної частини Дніпровсько-Донецкої западини // Зб. наук. пр. – Полтава: УНГА. – 1998. – Т. 1. – С. 139-140.
12. Вакарчук Г.І., Вакарчук С.Г Стратиграфические перерывы и несогласия в осадочного разрезе Днепровско-Донецкой впадины // Зб. наук. пр.  – Івано-Фра­н­ківськ: УНГА. –  2000. – Т. 1. – С. 167-168.
13. Вакарчук С.Г. Нижньовізейські карбонатні відклади Хортицко-Се­лю­хі­в­ської зони північно-західної частини Дніпровсько-Донецкої западини у зв'язку з їх нафтогазоносністю // Збірник матеріалів наукової конференції “Актуальні проб­ле­ми геології України”. –  Київ. – 1998. – С. 4-5.
14. Г.І. Вакарчук, С.Г. Вакарчук. Перспективы нефтегазоносности лову­шек не­антик­ли­наль­ного типа в палеозойских отложений ДДВ // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. – Москва: Московский университет. – 2001. – С. 76-79.  

АНОТАЦІЯ

Вакарчук С. Г. “Геологія, літологія і фації карбонатних відкладів ві­зе­й­­сь­ко­го ярусу центральної частини Дніпровсько-Донецької западини в зв′язку з нафтогазоносністю”.

Дисертація на здобуття наукового ступеню кандидата геологічних наук за спеціальністю 04.00.01 – загальна та регіональна геологія, Інститут, геологічних наук НАН України, Київ, 2001.

В роботі висвітлюються особливості геологічної будови, складу, умов оса­д­­конакопичення і закономірностей нафтогазоносності візейських карбо­натних від­кладів Центральної частини Дніпровсько-Донецької западини. На підставі літолого-фаціального аналізу карбонатного комплексу візейського ярусу вперше установлено наявність в ньому повного набору фацій, характерних для диференційова­них рифогенних формацій: басейнової (депресійної), схилової, рифової, шельфової, прибережно-морської, лагунної та крайової теригенної. За результатами досліджень для двох основних рівнів карбонатної седиментації в нижньому візе (XIII і XIV мікрофауністичним горизонтам ДДВ) побудовані крупномасштабні карти фацій і потужностей нового покоління. Проведено комплексне вивчення органогенних споруд і за умовами утворення, особливостями внутрішньої будови, морфології, розмірами, взаємовідношенню з вміщуючими породами виділено ші­сть основних типів споруд, здатних акумулювати і зберігати промислові скупче­ння ВВ, пошук і розвідка яких має свої характерні особливості. Вперше встановлено, що кожній фаціальній зоні притаманні лише свої конкретні типи органогенних споруд, що має важливе значення при виборі ділянок для постановки геофізичних робіт.

Виконано аналіз стратиграфічних переривів і неузгоджень в розрізі нижнього карбону западини, показано масштаби їх розвитку, просторове розповсюдження і вплив на формування складнопобудованих резервуарів в карбонатних і теригенних  відкладах. Виділено і описано типи карбонатних колекторів і встановлено фактори, що впливають на їх формування. На основі отриманих результатів досліджень пропонуються напрямки пошуків покладів нафти і газу в рифогенно-ка­р­бонатних комплексах візейського яру­су в центральної частині ДДЗ.

Ключові слова: Дніпровсько-Донецька западина, літологія, фація, карбонатні утворення, комплекс, органогенні споруди, колектори.

АННОТАЦИЯ

Вакарчук С. Г. “Геология, литология и фации карбонатных отложений визе­й­ского яруса центральной части Днепровско-Донецкой впадины в связи с нефте­га­зоносностью”.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геологических наук по специальности 04.00.01. – общая и региональная геология, Институт геологических наук НАН Украины, Киев, 2001.

В работе освещаются геологическое строение, состав, условия осадконакоп­ле­ния и закономерности  нефтегазоносности карбонатных отложений визейского яруса центральной части Днепровско-Донецкой впадины.

На основании проведенных литолого-фациальных, палеогеографических и палеотектонических исследований в карбонатном комплексе визейского яруса изучены типы карбонатных пород, их парагенезисы, выделены фациальные зоны и прослежено их площадное распространение. Установлено, что карбонатный ком­плекс визеского яруса обладает полным набором фаций характерных для дифференцированных рифогенных формаций: бассейновой (или депрессионной), склоновой, рифовой, мелководно-шель­фо­вой, прибрежно-морской, лагунной и краевой терригенной.

Распространение и конфигурация выделенных фациальных зон в значительной мере определяется дорифтовыми глубинными разломами и продольными и поперечными выступами кристаллического фундамента. По результатам исследований для двух основных уровней карбонатной седиментации в нижнем визе построены литолого-фациальные  карты и карты мощностей нового поколения масштабом 1:200000.

Выполнено комплексное изучение органогенных построек и проведена их типизация, в соответствии с которой в визейском карбонатном комплексе по генезису, морфологии, размеру, внутреннему строению и соотношению с вмещающими породами выделяется шесть основных типов органогенных построек, поиск и разведка которых имеют свои отличительные особенности. Это башенные (или внутрибассейновые) рифы, краевые рифовые массивы барьерного типа, внутришельфовые и приштоковые биогермы, биостромы и банки. Установлено, что каждый из выделенных типов органогенных построек имеет строгую фациальную приуроченность, то есть каждой из выделенных фациальных зон присущ только свой конкретный тип органогенной постройки, что необходимо учитывать при постановки геофизических работ. Рассмотрены экосистемные и литогеодинамические особенности визейского рифообразования и показано особое значение  Днепровско-Донецкой впадины для изучения нижнекарбоновых нефтегазоносных рифогенно-карбонатных  комплексов мира.

Проведено изучение стратиграфических перерывов и несогласий в раз­резе нижнего карбона, показаны масштабы их развития, площадное распространение и влияние на формирование ловушек в карбонатных и терригенных породах. Выделены и описаны основные типы коллекторов и установлены основные факторы, влияющие на их формирование. По данным литолого-петрографических исследований установлено, что в визейских кар­бонатных резервуарах выделяются следующие основные типы коллекторов: трещинный, трещинно-поровый, трещинно-кавернозный, тре­щинно-порово-кавернозный, в редких случаях поровый (вторичный). Установлены закономерности  распространения отдельных типов коллекторов в разрезе и по площади как в пределах различных фациальных зон, так и в разных типах органогенных построек.                                         

На основе полученных результатов исследований разработаны основные направления геологоразведочных робот в карбонатных отложениях визейского яруса в пределах центральной части Днепровско-Донецкой впадины. Выделены первоочередные объекты в карбонатных отложениях и даны конкретные рекомендации на постановку геофизических и буровых робот  с целью скорейшего открытия промышленных залежей УВ.

Ключевые слова: Днепровско-Донецкая впадина, литология, фация, карбонатные породы, органогенная постройка.

ABSTRACT

Vakarchuk S.G. Geology, lithology and facies of carbonate deposits  of the Visean stage of the central part of the Dnieper-Donetz Basin and their relation to  petroleum potential.

The thesis for the competition of the scientific degree of the candidate of geological sciences, speciality 04.00.01 – General and regional geology. The Institute of Geological Sciences of the NAS of Ukraine, Kiev, 2001.

The work deal with invesyigations of the structure – geological, composition, sedimentologic-depositional conditions and petroliferous regularities of Visean carbo­na­te deposit, within central part of Dnieper-Donets Depression (DDD). Upon the foun­da­tion of lithology-facies analysis of  the carbonate complex of the Visean stage, first, it has been determined that the whole set of the facies distinctive for differentiated reef-rock formations is present in it. These are basin (depression) formation, slope-, reef-, shelf-, coastal sea-, lagoon- and marginal terrigenous formations. On the results of the studies large maps of a new generation for facies and thicknesses for the two principal levels of carbonate sedimentation in the Lower Visean (XIII and XIV mfh) have been drawn up. Wide research of organogenic construction has been fulfilled. Six main types of constructions which are capable of accumulating and keeping commercial reserves of HC have been established, founding on conditions of their formation, features of inter­nal structure, morphology, sizes, relation to containing rocks, search and exploration of these have their own distinctive features. First it has been determined that a facies zone has only its own concrete types of organogenic constructions, which of a great impor­tan­ce for choice of localities for geophysical work.

An analysis of stratigraphical breaks and nonconformities in the section of the Lower Carboniferous of the depression has been carried out, scale of their development, spatial spread and influence upon forming complexly constructed reservoirs in car­bo­na­te and terrigenous deposits has been shown. Types of carbonate reservoirs have been determined and described, factors which influence on their forming have been found. Basing on lithology-petrophysical research, it has been found that in the Visean car­bo­na­te reservoirs the following chief types of reservoirs are distinctive – fractured, frac­tu­re-porous, fracture-cavernous and pore-fracture-cavernous. On the foundation of obtai­ned results of the studies, directions of search for oil and gas pools in reef-rock-carbo­na­te complexes of the Visean stage of the central part of the DDB are proposed.

Key words: the Dnieper-Donetz Basin, lithology, facies, carbonate structu­res, complex, organogenic constructions, reservoirs.