НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ

ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЧНИХ НАУК

КАБИШЕВ Юрій Борисович

УДК 553.981/982.061:553.981/982.04(477.5)

ЗАКОНОМІРНОСТІ ГЕНЕРАЦІЇ І ПРОГНОЗ СКУПЧЕНЬ

ГАЗУ ЦЕНТРАЛЬНОБАСЕЙНОВОГО ТИПУ

В ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКІЙ ЗАПАДИНІ

Спеціальність 04.00.17 – геологія нафти і газу

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата геологічних наук

Київ – 2003

Дисертацією є рукопис

Робота виконана в Інституті геологічних наук НАН України

Науковий керівник:

Доктор геолого-мінералогічних наук Лукін Олександр Юхимович, Інститут геологічних наук НАН України, завідувач відділу геології нафти і газу

Офіційні опоненти:

Доктор геолого-мінералогічних наук, заслужений працівник промисловості України Істомін Олександр Миколайович, Український науково-дослідний інститут природних газів, завідувач відділу

Кандидат геолого-мінералогічних наук Чепіль Петро Михайлович, заступник голови Державної геологічної служби України

Провідна установа:

Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК "Нафтогаз України", м. Львів

Захист відбудеться " 10 " червня 2003р. о 1400 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 26.162.02 в Інституті геологічних наук НАН України за адресою: Україна, 01054, м. Київ, вул. О.Гончара, 55б.

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці Інституту геологічних наук НАН України (Україна, 01054, м. Київ, вул. О.Гончара, 55б)

Автореферат розісланий " 8 " травня 2003р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради

кандидат геол.-мін. наук Пономаренко Г.С.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Ряд експертів світової енергетики називають ХХІ сторіччя віком нових джерел вуглеводневої сировини. До них відносяться бітуми, важкі нафти, газогідрати, водорозчинний газ, метан вугільних пластів, газ щільних колекторів та ін. Перспективність цих напрямків доведена світовим досвідом (М.С. Бескровный, 1993). Навіть в багатій на газ Росії вважають (Ремізов В.В. та ін., 1999), що річний видобуток газу з щільних колекторів до 2015 року може досягти 40-50 млрд.м3, або 7-8% від загального. Серед додаткових газових джерел пріоритетним з точки зору технології видобутку та величини ресурсів слід вважати газ центральнобасейнового (ЦБ) типу, який знаходиться переважно в щільних колекторах. На відміну від щільних колекторів в межах традиційних локальних пасток всіх типів ЦБ газ не контролюється локальними об’єктами, а займає всю центральну занурену частину нафтогазоносного басейну (НГБ). Тому і ресурси його більші за сумарні традиційні.

Вирішення питання ЦБ газу є особливо актуальним для України, де в останні роки власний видобуток забезпечує нафти лише на 10%, а газу – на 20%, хоча ресурсна база і дозволяє збільшити ці показники. Основним нафтогазоносним регіоном України по видобутку вуглеводнів (ВВ) в цей час є Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ), але в ній ступінь розвіданості початкових ресурсів ВВ в традиційних резервуарах і пастках вже досить значний (57%). Тому прогноз, пошуки, а в подальшому і видобуток ЦБ газу для енергетики України є вельми актуальними. Вирішення цього питання полегшується тим, що в ДДЗ для вивчення формування родовищ ВВ і прогнозу ЦБ газу існує можливість вперше в Україні використати комплекс сучасних геохімічних методів (аналіз біомаркерів, піролітичні дослідження органічної речовини (ОР) на Рок-Евал, кореляція ВВ нафт (конденсатів, газів) з ОР по ізотопному складу вуглецю) і тим самим краще вивчити умови формування скупчень газу ЦБ типу та оцінити його ресурси.

Все це дозволить обгрунтувати збільшену оцінку газових ресурсів в ДДЗ і тим зробити перший крок для їх практичного використання в подальшому, що для України з її обмеженими енергетичними ресурсами буде мати велике народногосподарське значення.

Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Тема досліджень безпосередньо пов’язана з тематичними роботами автора в ДГП ЧНГГ та науково-дослідними – в Чернігівському відділенні УкрДГРІ. Здобувач є співавтором звітів: “Прогноз нафтогазоносності і АВПТ зон і окремих об’єктів, що вводяться в пошукове буріння ДГП Чернігівнафтогазгеологія у 1991-1993р.” № держреєстрації 39-92-40/5; “Обгрунтування геологічної моделі відкритих родовищ та оперативний підрахунок запасів нафти, газу, конденсату” (1997р.) № держреєстрації У-94-35/3; “Виконати аналіз результатів робіт, прогноз нафтогазоносності та обгрунтувати напрямки геологорозвідувальних робіт в Україні” (1999р.), № держреєстрації 0196U009680; “Дослідити геологічні передумови розвитку ресурсної бази ВВ в Україні” (2000р.), № держреєстрації 0199U002507; “Методи прогнозних досліджень нафтогазоносності в Україні” (2002р.), № держреєстрації 0100U003451; “Виконати кількісну оцінку прогнозних ресурсів нетрадиційного газу ЦБ типу та зональний прогноз на актуальних ділянках ДДЗ” (2002р.), № держреєстрації 0100U003903. В цих звітах автор розробляв питання формування та прогнозу скупчень ВВ в ДДЗ, в тому числі і ЦБ газу.

Мета і задачі дослідження. У дисертації подається теоретичне узагальнення умов розповсюдження і генерації ВВ з метою прогнозування і оцінки ресурсів газу ЦБ типу в основному нафтогазоносному регіоні України - ДДЗ.

Досягненню цієї мети сприяло вирішення таких задач: 1) аналіз критеріїв розповсюдження ЦБ газу у добре вивчених зарубіжних НГБ (формаційний склад порід, їх катагенетичне перетворення, характеристика колекторів, баричні умови та ін.); 2) уточнення і деталізація умов генерації ВВ в ДДЗ на основі піролітичних, біомаркерних та ізотопних досліджень у вуглеводневих покладах та розсіяній органічній речовині вміщуючих порід; 3) вивчення водонасиченості палеозойських відкладів на основі аналізу результатів випробувань та заключень промислово-геофізичних досліджень свердловин; 4) складання карти якісної оцінки перспектив ДДЗ на газ ЦБ типу; 5) кількісна оцінка прогнозних ресурсів ЦБ газу в ДДЗ; 6) зональний прогноз перспективності Солохівсько-Диканської ділянки на ЦБ газ.

Об’єкт дослідження. Розповсюдження і умови генерації ВВ в післядевонських палеозойських відкладах ДДЗ.

Предмет дослідження. Аналіз умов генерації і розповсюдження газових вуглеводнів в центральній зануреній частині ДДЗ.

Методи дослідження. Узагальнення геологічних, геохімічних та промислово-геофізичних даних, кореляційний аналіз, комп’ютерна обробка з графічними побудовами. Аналітичні визначення ВВ в зразках гірських порід, нафтах, конденсатах і газах із свердловин ДДЗ (піролітичні аналізи на Рок-Евал, хромато-мас-спектрометричні та ізотопні аналізи вуглецю) виконувалися в лабораторіях Геологічної служби США (аналітики Дж.Клейтон, Т.Рубл під керівництвом Г.Ульмішека). Ці роботи виконувалися у відповідності з діючим в 1995-1997 роках Меморандумом про взаєморозуміння між Держкомгеологією України і Агентством міжнародного розвитку США. Інтерпретація та узагальнення лабораторних даних виконувались в Чернігівському відділенні УкрДГРІ автором та в співдружності з іншими співробітниками відділення, в ряді випадків за участю Г.Ульмішека. При цьому вперше в Україні широко використано кореляційний аналіз відповідних показників ВВ (ізотопний та хімічний склад) ОР гірських порід з нафтами, конденсатами, газами тих самих або близько розташованих родовищ.

Всього використано піролітичні аналізи 166 зразків порід із 36 свердловин на 27 площах; хромато-мас-спектрометричні аналізи: ОР порід – 22 зразки з16 площ та 39 зразків нафт і конденсатів з 30 родовищ; ізотопних досліджень ОР порід по 22 зразках, нафти - 10, конденсату – 29, газу – 23.

Для літологічного розчленування порід (виділення колекторів, покришок та хибних покришок, встановлення водо- та газонасиченості розрізу), використаних для побудови карт перспектив, гіпсометрії маловодної зони та виконання зонального прогнозу на ЦБ газ, автором широко використовувалися промислово-геофізичні матеріали та заключення по них за даними Укргеофізики.

Наукова новизна одержаних результатів. 1) Доведено генетичний зв’язок між нафтою (конденсатом) промислових родовищ і ОР гірських порід у візейських і серпухівських відкладах. Це зроблено вперше в Україні на основі аналізу найбільш інформативних біомаркерів (групи стеранів) і виконаної кореляції зв’язку цих об’єктів за ізотопним складом вуглецю (13С), що включає також і газові вуглеводні. 2) На основі піролітичних (Рок-Евал) досліджень підтверджено результати раніше виконаних в Україні хіміко-бітумінологічних досліджень про найбільші нафтогазогенеруючі властивості відкладів нижнього карбону, менші девону (на всій території ДДЗ) та газогенеруючі середнього-верхнього карбону в східній її частині. Отримані при цьому більші значення Сорг і бітумоїдів в названих відкладах дозволяють збільшити оцінку ресурсів ВВ при підрахунку їх об’ємно-генетичним методом. Ці висновки науково обгрунтовують генетичну природу ЦБ газу в ДДЗ – як генетично пов’язаного з вміщуючими його продуктивними комплексами. 3) З використанням нового критерію (маловодності розрізу карбону в зануреній частині ДДЗ) обгрунтовано якісну оцінку перспективності ДДЗ (складено відповідну карту перспектив) на ЦБ газ, яка також враховує катагенетичний та баричний критерії. 4) Обгрунтована методика кількісної оцінки прогнозних ресурсів ЦБ газу, що базується на об’ємній формулі підрахунку запасів газу з відповідним вибором підрахункових параметрів. 4) Розроблена методика зонального прогнозу на ЦБ газ, яка на відміну від існуючої (прогноз меж виклинювання колекторів) полягає в картуванні ділянок покращених і збільшених за товщиною колекторів в зонах маловодності розрізу.

В цілому отримані результати досліджень є теоретичним обгрунтуванням перспективності ДДЗ на пошуки скупчень газу центральнобасейнового типу.

Практичне значення одержаних результатів. 1) На основі вибраних критеріїв, складеної карти та порівняльного аналізу ДДЗ з НГБ США, де ЦБ газ вже видобувається, в дисертації обгрунтована висока перспективність ДДЗ на цю корисну копалину. Перспективи пов’язані з теригенними відкладами середнього та верхнього карбону, серпухівського, візейського та турнейського ярусів, а територіально зі східною і частково центральною частинами регіону. Найбільш перспективним є Машівсько-Шебелинський, Співаківський та Кальміус-Бахмутський газоносні райони. Якщо врахувати, що у традиційних покладах після освоєння великих родовищ в підсольових відкладах нижньої пермі – верхнього карбону там збереглися вже досить невеликі газові ресурси, то освоєння ЦБ газу може дати цьому району друге життя. 2) Вперше в Україні виконана кількісна оцінка прогнозних ресурсів ЦБ газу, яка є додатковою до існуючої оцінки нерозвіданих ресурсів газу в традиційних пастках. По серпухівському комплексу, по якому дисертант особисто підраховував прогнозні ресурси ЦБ газу, оцінка їх складає 1410 млрд.м3, а в цілому по ДДЗ (підрахунки інших співробітників сектору прогнозу нафтогазоносності) – 8482 млрд.м3 (до глибини 4,5 км). Це в 2,1 рази більше від сучасної оцінки початкових ресурсів традиційного газу (4042,8 млрд.м3), а від нерозвіданих станом на 01.01.2000 року категорій Д+С3 (1474,5 млрд.м3) – більше в 5,8 рази. Як мінімум у стільки разів виконане дослідження обгрунтовує збільшення ще нерозвіданих ресурсів газу в ДДЗ. Освоєння їх буде мати вагоме практичне значення для енергетики України. 3) На основі виконаного зонального прогнозу ЦБ газу в Солохівсько-Диканській зоні конкретизовані ділянки проведення детальних сейсмостратиграфічних досліджень з метою виділення місць для буріння пошукових свердловин.

Геологорозвідувальним і газовидобувним підприємствам передана практична рекомендація про перспективи ДДЗ на ЦБ газ. Техніко-технологічні питання видобутку газу з щільних колекторах в Україні можуть бути вирішені, такі технології вже існують до глибини 4,5 км.

Основні положення, що захищаються:

1) ЦБ газ кам’яновугільних продуктивних комплексів контролюється катагенетичною зональністю карбону, його основні ресурси зосереджені в інтервалі зон МК3-МК5.

2) ЦБ газ зв’язаний з традиційними покладами ВВ, утворюючи єдину ВВ систему, яка, судячи по комплексу геохімічних досліджень (Рок-Евал, ізотопія вуглецю, стеранові біомаркери), генетично пов’язана з РОР вміщуючих порід.

3) На основі розробленої методики якісної та кількісної оцінок ресурсів ЦБ газу показано, що основна їх частина зосереджена в середньому і нижньому карбоні центральної та південно-східної частин ДДЗ.

4) Прогнозні ресурси ЦБ газу в ДДЗ складають 8482 млрд.м3, що перевищує нерозвідані традиційні ресурси в 5,8 разів. В спеціально вивченому серпухівському комплексі, який характеризується оптимальним поєднанням передумов утворення ресурсів ЦБ газу та умов його освоєння, ці цифри, відповідно, складають 1410 млрд.м3 і 5,4.

Особистий внесок здобувача. Основні результати і висновки, що викладені в роботі і стосуються порівняльного аналізу газоносності ДДЗ з іншими регіонами, маловодності нижньої частини розрізу палеозою в ДДЗ, кореляції ВВ родовищ з ОР осадових порід по біомаркерам та ізотопному складу вуглецю, комп’ютерної обробки і узагальнення піролітичних матеріалів по Рок-Евал, а також обгрунтування методики кількісної оцінки прогнозних ресурсів ЦБ газу і така оцінка його по серпухівському продуктивному комплексу та ряд іншого отримані автором на основі власних досліджень. У разі використання здобувачем результатів інших дослідників (наприклад, оцінка ресурсів ЦБ газу по інших, крім серпухівського, комплексах), автор робив відповідні посилання в дисертації. Внесок автора в статтях, опублікованих в співавторстві, зазначений в наведеному нижче переліку публікацій.

Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертаційної роботи неодноразово доповідалися на засіданнях секції Вченої ради Чернігівського відділення УкрДГРІ, а також були представлені на слідуючих наукових або науково-практичних конференціях: “Нафта і газ України” (УНГА, Київ, 1994р.), “Нафта і газ України” (УНГА, Полтава, 1998р.), міжнародній конференції “Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ“ (С.-Петербург, ВНИГРИ, 1999г.), міжнародній конференції “Тектоніка і нафтогазоносність Азово-Чорноморського регіону (м.Гурзуф, 1999р.), науковій конференції “ХV Губкинские чтения” (Москва, 1999р.), міжнародній конференції Європейської асоціації вчених та геоінженерів (м.Глазго, Великобританія, 2000р.), міжнародній науковій конференції молодих вчених та спеціалістів “Нафтогазова геологія та геофізика України – погляд у нове тисячоліття” (м.Чернігів, 2000р.), міжнародній науково-практичній конференції “Тектоника и нефтегазоносность Азово-Черноморского региона в связи с нефтегазоносностью пассивных окраин континентов” (м.Симферополь, 2000р.), міжнародній конференції по проблемам нафтогазоносності в Польщі (м.Закопани, 2000р.), конференції “Нафта і газ України” (УНГА, м.Івано-Франківськ, 2000р.), науковій конференції “Теоретичні та прикладні проблеми нафтогазової геології” (Київ, 2000р.), міжнародній конференції “Генезис нафти і газу та формування їх родовищ в Україні, як наукова основа прогнозу і пошуків нових скупчень” (м.Чернігів, 2001р.), Всеросійській науковій конференції “Современные проблемы геологии нефти и газа (памяти М.Ф.Мирчинка)” (Москва, ИГИРГИ, 2001р.), “Проблемы освоения ресурсов нефти и газа Беларуси” (м. Гомель, 2002р).

Публікації. За темою дисертації опубліковано 27 праць, в т.ч. 8 статей в наукових фахових виданнях; 19 тез доповідей, в т.ч. в матеріалах конференцій ближнього зарубіжжя – 3, дальнього – 2. У 9-и публікаціях здобувач є одноосібним автором. Проміжні результати викладені в шести наукових звітах.

Обсяг і структура роботи. Дисертація обсягом 181 сторінка складається із вступу, 4 розділів, висновків, і списку використаних джерел. Текст роботи викладений на 119 сторінках, ілюстрований 41 рисунком, 9 таблицями; бібліографія включає 119 назв використаних джерел.

Робота виконана в Чернігівському відділенні Українського державного геологорозвідувального інституту та ДГП “Чернігівнафтогазгеологія” за період 1992-2002 рр., а також за час навчання в заочній аспірантурі ІГН НАНУ в 1998-2002рр. під науковим керівництвом завідувача відділом ІГН НАНУ, доктора геол. мін. наук О.Ю.Лукіна, якому автор висловлює щиру подяку за наукове керівництво і постійну увагу до роботи. Автор вважає приємним обов’язком висловити подяку співробітникам за допомогу у зборі первинного фактичного матеріалу, консультації і поміч при виконанні і оформленні роботи.

ЗМІСТ РОБОТИ

ОГЛЯД ІСТОРІЇ ДОСЛІДЖЕНЬ ТА ГЕОЛОГІЧНОЇ БУДОВИ

Дослідження ЦБ газу вперше почалися в НГБ Північної Америки, переважно в США, в 1970ті роки в зв’язку з виснаженістю надр на загальноприйняті скупчення ВВ та накладене в той час ембарго на дешеві імпортні енергоносії. Зараз ресурси ЦБ газу в США по різних оцінках складають від 12 до 141,5 трл.м3, в той час як видобувні ресурси в традиційних пастках складають від 5,6 до 15,5 трл.м3 (Б.Лоу, Ч.Спенсер, 1993). А видобуток ЦБ газу в щільних колекторах в 1994р. становив у цій країні 70 млрд.м3 (В.А.Кууска та інш., 1996).

Скупчення ЦБ газу розвідані і видобуваються як в мезозойських басейнах Скелястих гір (Сан-Хуан, Грейте Грін-Рівер, Зах.-Канадський та інш.), так і в палеозойських на Північно-Американській платформі (Анадарко, Апалацький, Пермський, Вал-Верде та інш.).

На основі досліджень C.W.Spencer, I.A.Masters, B.E.Law, D.D.Rice, Z.Al-Shaieb, S.L.Montgomery, J.Puckette, V.A.Kuuskraa, M.I.Pawlewicz та інш. автором при консультації Б.Лоу систематизовані критерії виділення скупчень газу ЦБ типу:

1. Скупчення ЦБ газу не пов’язані з традиційними структурними чи літолого-стратиграфічними локальними пастками. Вони займають центральні занурені частини нафтогазоносних басейнів (депресії, улоговини), мають регіональне і зональне поширення, займаючи значні площі (до 8000 км2 і більше). В межах великих скупчень ЦБ газу можуть знаходитися і окремі локальні пастки зі звичайними газовими покладами.

2. Колектори найбільш часто представлені пісковиками. Виділяються такі типи резервуарів: прибережно-морські пластові (пісковики, алевроліти, карбонати), які добре піддаються гідророзриву (після інтенсифікації проникність підвищуеться до рівня, що дозволяє одержувати промислові припливи газу); б) лінзоподібні, відкладені системою потоків (пісковики, алевроліти), у яких реакція на гідророзрив неоднозначна; в) мілководно-морські (пісковики, алевроліти, крейда, глинисті сланці). Видобувається газ на ділянках з покращеними колекторами, за термінологією американських спеціалістів у “sweet spots” (“солодких місцях”), але переважно із застосуванням методів інтенсифікації.

3. Скупчення ЦБ газу поширені в щільних колекторах із ступенем катагенезу порід (термальна зрілість) від 0,7%Rо (78од.10 Rа) до більш ніж 1,3%Rо(114од.10 Rа) по вітриніту, тобто згідно стадій катагенезу від верхів зони МК2 (Г) до низів зони МК4 (К). Загалом найбільш характерна закономірність проявляється в тому, що в мезозойських НГБ ЦБ газ залягає в умовах ГЗН, а палеозойських - ГЗГ.

4. Пористість змінюється від менше 5% до 25%, переважно менше 5% - в пісковиках, глинистих сланцях, карбонатах; проникність загалом змінюється в інтервалі від 0,5?10-6м2 до 5?10-18м2 (в середньому 1?10-9 - 1?10-10м2).

5. Резервуари ЦБ газу здебільше знаходяться під аномальним тиском в зонах аномально високих (АВПТ) або аномально низьких пластових тисків (АНПТ). В зонах АВПТ газ знаходиться в басейнах Грін-Рівер, Сан-Хуан, Східно-Техаському і Північно-Луізіанському, Анадарко; а під АНПТ - в Апалацькому, Західно-Канадському басейнах. В деяких басейнах можуть зустрічатися як аномально високі, так і аномально низькі тиски.

6. Скупчення ЦБ газу характеризуються маловодністю продуктивної товщі; внаслідок низької проникності порід газ не може переміщуватися за рахунок плавучості і тому скупчення його не мають традиційних газо-водяних контактів і переважно розміщуються гіпсометрично нижче водонасиченого розрізу. У цьому випадку верхні водонасичені резервуари відділяються від нижніх газоносних, а також по простяганню інтервалом газо-водонасичених порід (до 600 м).

7. Екрани скупчень ЦБ газу у більшості випадків не пов’язані з літолого-стратиграфічними границями, а обумовлені поєднанням капілярних сил з факторами катагенетичних (вторинних) процесів, що вплинули на фільтраційно-емкостні властивості порід, особливо це відноситься до верхнього екрану. Нижній екран частіше підпорядкований літологічним границям. Катагенетичні екрани, під якими розвинуті вторинно-порово-тріщинні або тільки тріщинні колектори, розповсюджені в палеозойських басейнах, а просто капілярні - в мезозойських.

Таким чином, верхнею межею розповсюдження ЦБ газу, виходячи з досліджень американських геологів, є поверхня АВПТ (або АНПТ). Коли для цього немає достатніх даних, Б.Лоу (усне повідомлення) рекомендує за поверхню ЦБ газу приймати поверхню порід з термальною зрілістю 0,85-0,9%Rо по вітриніту (низи зони МК2). Але, як далі показано нами на матеріалі ДДЗ та басейну Анадарко, в палеозойських басейнах таке співпадання не завжди існує і треба використовувати додаткові критерії для визначення поверхні cкупчення ЦБ газу.

В ДДЗ перші спрямовані дослідження по проблемі ЦБ газу почалися в 1997-98рр (Б.П.Кабишев, Б.Лоу, Т.М.Пригаріна, Ю.Б.Кабишев, О.Ю.Полутранко, Н.Т.Пашова, В.О.Кривошея). Але деякі інші і більш ранні дослідження перегукуються з цією проблемою і частково її стосуються. До них слід віднести дослідження О.Ю.Лукіна (1977, 1997) про вторинні процеси формування колекторів в ДДЗ; А.Г.Сорокіна (1992), І.І.Зиненко, О.П.Зарицького та інш. (2000), А.С.Тердовидова та інш. (2000) по прогнозуванню родовищ газу в Кальміус-Торецькій та Бахмутській улоговинах, ідеї О.М.Істоміна (1999) про розвиток вторинних ділатансогенних колекторів в зонах стиснення ДДЗ. Останні на нашу думку слід розглядати як “sweet spots” в загальному районі розповсюдження мегаскупчення газу ЦБ типу.

В першому розділі також стисло розглянуті основні риси геологічної будови ДДЗ, необхідні для подальшого аналізу в ній проблеми ЦБ газу - стратиграфія та формації палеозою, тектоніка, катагенетична характеристика порід та органічної речовини, нафтогазоносність та нафтогазогеологічне районування ДДЗ.

В заключення цього розділу слід назвати прізвища дослідників, які зробили вагомий внесок у вивчення закономірностей розміщення, формування і прогноз родовищ нафти і газу в ДДЗ, що сприяють розробці і проблеми ЦБ газу. Ними є: Ю.О.Арсірій, Р.Й.Андреєва, М.П.Балуховський, Н.Я.Барановська, І.Г.Баранов, В.М.Бенько, А.О.Білик, М.Й.Бланк, Г.І.Вакарчук, С.В.Варічев, В.О.Вітенко, І.В.Височанський, Б.С.Воробйов, В.К.Гавриш, В.А.Гальченко, М.І.Галабуда, В.В.Гладун, В.В.Глушко, Й.М.Головацький, Б.Д.Гончаренко, Є.С.Дворянин, І.І.Дем’яненко, Є.М.Довжок, Г.Н.Доленко, Х.Ф.Джамалова, М.І.Євдощук, В.М.Зав’ялов, І.І.Зіненко, О.П.Зарицький, М.П.Зюзькевич, В.В.Ільїнська, О.М.Істомін, Б.П.Кабишев, В.П.Клочко, В.Я.Кліменко, В.О.Краюшкін, В.О.Кривошея, В.Т.Кривошеєв, Б.Л.Крупський, Л.В.Курилюк, Н.О.Куриленко, Я.Г.Лазарук, Ю.Г.Лапчинський, О.Ю.Лукін, С.О.Мачуліна, В.І.Мясніков, Р.М.Новосилецький, Р.М.Окрепкий, М.І.Павлюк, О.М.Палій, Н.Т.Пашова, В.Б.Порфір’єв, О.Ю.Полутранко, Т.М.Пригаріна, А.Я.Радзівіл, І.С.Рослий, І.С.Романович, В.І.Савченко, Є.І.Солдатенко, В.І.Созанський, Б.П.Стерлін, В.О.Терещенко, А.С.Тердовидов, С.В.Ткачишин, С.А.Тхоржевський, К.К.Філюшкін, І.І.Чебаненко, П.М.Чепіль, М.В.Чирвінська, П.Ф.Шпак, М.С.Шатський, А.Ф.Шевченко, Л.П.Швай та інш.

ЗАКОНОМІРНОСТІ ГЕНЕРАЦІЇ ВВ В ДДЗ

НА ОСНОВІ СУЧАСНИХ ГЕОХІМІЧНИХ ДАНИХ

На основі проведеного вперше в Україні аналізу результатів комплексу сучасних геохімічних методів (біомаркерних досліджень по стеранах, піролітичних на апараті Рок-Евал та кореляційно-ізотопних по вуглецю) обгрунтовано генетичну природу (походження) скупчень ЦБ газу в ДДЗ.

Біомаркерні дослідження є одним із прямих і важливіших методів встановлення джерел ВВ в родовищах нафти і газоконденсату. Однією із важливіших їх груп є стерани, що відносяться до тетрациклічних ВВ. Вони без зміни, або з невеликими трансформаціями успадкували первинні біологічні молекули і тому служать показником джерел ВВ. По стереохімії виділяються: регулярні стерани (серед них біостерани R та ізостерани S) і перегруповані (діа-) стерани () (за класифікаціею Ол.О. Петрова). Біостерани утворюються тільки в живій речовині у вищих рослинах, тваринах і морських водоростях, але в процесі катагенезу і біодеградації нафти і ОР перетворюються в ізо- та діастерани. Всі ізомери стеранів ідентифікуються на мас-спектрограмах по іону mz 217.

Серед опрацьованих зразків із верхньовізейських відкладів найбільш інформативними парами є нафта Петрушівського та ОР породи Рудівського родовища, а також відповідні об’єкти по Селюхівському родовищу. По мас-спектрограмах встановлено присутність, хоча і у різних кількостях більшості ізомерів стеранів С27, С28, С29. Про генетичну єдність нафт і ОР породи свідчить присутність біостеранів цих трьох молекул.

Добрим коррелятивом ОР порід і нафт (конденсатів) вважається також співвідношення регулярних стеранів С27:С28:С29. Для ДДЗ воно знаходиться в одному полі зміни. У цифровому вираженні це співвідношення в % для нафт (конденсатів) із нижнього карбону складає 50:23,3:23,7, а для ОР порід - 50:21,3:28,7.

Показником ступеня термальної зрілості ОР порід і нафти є так званий коефіцієнт термальної зрілості К1 - 20S/20S+20R, який майже для всіх наявних зразків по ДДЗ показує катагенетично зрілі нафти (конденсат) і ОР порід (значення К10,25). Такими є всі проаналізовані нафти (Селюхівське, Петрушівське родовища, Гончаренківська площа) і конденсати (Скоробогатьківське і Золотихінське родовища) із відкладень верхнього візе (К1=0,45-0,60).

Фактично коефіцієнт К1 показує співвідношення ізо- і біостеранів, яке знаходиться в одному полі зміни у нафт (конденсатів) (середнє значення 0,49) і ОР порід (середнє 0,45) при одному випадку відхилення на Рудівській площі. Тільки для верхньовізейського комплексу середні значення, відповідно, рівні 0,48 і 0,45.

В цілому можна зробити висновок, що в нафтах (конденсатах) і в ОР аргілітів нижнього карбону ДДЗ встановлені стеранові біомаркери, у т.ч. їх біологічні ізомери R. По цьому показнику екстракти ОР порід і нафти (конденсати) непогано корелюються між собою, що свідчить про їх генетичну єдність. Правда, ця кореляція, як якісна безпосередньо по мас-спектрограмах, так і кількісна по окремих параметрах, гірша, ніж встановлена в деяких інших нафтогазоносних регіонах, наприклад, на Західно-Сибірській плиті. Це пояснюється нами активним проявом у ДДЗ флюїдодинамічних і геосинергетичних процесів, що порушували первинну (генетичну) закономірність поширення біомаркерів та інших коррелятивів за рахунок привносу вуглеводневих компонентів із більш глибоких горизонтів.

У сусідньому Прип’ятському прогині, який у посткарбоновий і навіть постдевонський час характеризувався меншою активністю тектонічних рухів, а відповідно і флюїдодинамічних процесів, спостерігається краща, ніж у ДДЗ кореляція геохімічних показників нафт і ОР генеруючих порід. Це можна бачити при порівнянні стеранів у нафті Поліського родовища і ОР породи, розташованої поблизу Жердівської площі. Мас-спектрограми ці майже ідеально подібні. У обох об’єктах присутні і біологічні ізомери стеранів С27, С28, С29. Зразки порід і ВВ по Прип’ятському прогину відбирались З.Л.Познякевичем (БелНДГРІ), а результати аналізів отримані автором від Г.Ф.Ульмішека.

Викладене свідчить про певний генетичний зв’язок покладів ВВ з породами в верхньовізейському продуктивному комплексі Центральної частини ДДЗ.

Піролітичні дослідження на Рок-Евал дозволили для 166 зразків порід одержати слідуючі геолого-геохімічні параметри: S1 (вільні рідинні ВВ), S2 (ВВ в керогені), генераційний потенціал породи (S1+ S2), ТОС (Сорг.), Тмах (температура на максімумі виходу S2), індекс продуктивності РІ (S1/ S1+ S2), водневий індексНІ (S2/ТОС х 100) та кисневий індекс ОІ (S3/ТОС х 100).

Вміст Сорг. (параметр ТОС) у проаналізованих зразках змінюється від 0,1 до 11%, однак в абсолютній більшості зразків породи в генераційному відношенні характеризуються як добрі (1-2%), дуже добрі (2-4%) і відмінні (4-11%). До граничного (0,5) значення ТОС встановлені тільки по 6 зразках. Спостерігається збільшення ТОС із глибиною, що відображує розташування свердловин з невеликими глибинами в периферійній частині западини.

Низькі значення водневого і кисневого індексів у більшості зразків, а також їх розташування відносно кривих ІІІ і ІІ типів ОР на діаграмі Ван-Кревелена дозволяють зробити висновок, що більшість зразків відноситься до ІІІ типу, змішаного ІІ-ІІІ типів з ухилом убік останнього і меншою мірою до ІІ типу, тобто до таких, які здатні генерувати більше газоподібні і менше рідкі ВВ.

Термальна зрілість порід по показнику Тмах ( апарат Рок-Евал, одиниці виміру- оС) для абсолютної більшості зразків знаходиться не нижче початкової стадії ГЗН (430оС), а для приблизно половини з них - для нафти є вже перезрілими (більш 460оС, що відповідае ГЗГ), здатними генерувати переважно газоподібні ВВ. Це цілком узгоджується з існуючими закономірностями, відповідно до яких по відкладах карбону тільки крайня північно-західна частина грабену (Чернігівсько-Брагінський район) і периферія бортів за термальною зрілістю не пройшли ГЗН.

Індекс продуктивності РІ-(S1/ S1+ S2) для абсолютної більшості зразків порівняно невеликий (до 0,15) незалежно від глибини залягання. Це свідчить про порівняно низький нафтовий потенціал палеозою ДДЗ (що відповідає і долі нафти в початкових ресурсах ВВ у ДДЗ). Збільшується цей показник до 0,4-0,45 у частини зразків на глибинах 5000-5300м, які очевидно знаходяться в ГЗН. Нижче цієї глибини він знову різко зменшується, фіксуючи перезрілість порід на нафту.

Генетичний потенціал порід (S1+ S2) переважає помірний (2-6 мг/г) і високий (більше 6), іноді досягаючи в окремих зразках 18,2 і 42,5 мг/г. Представлений він переважно керогенною частиною (S2).

Виконана методом піролізу на Рок-Евал оцінка генераційного потенціалу порід палеозою ДДЗ в основному підтвердила раніше отриману в Україні хіміко-бітумологічним методом: найбільш високі значення показників генерації притаманні відкладам нижнього карбону (з максимумом у верхньому візе), істотно менші в девоні, і відсутність власного генераційного потенціалу на території Західної субобласті у відкладах середнього карбону і серпухівського ярусу (принаймі у пунктах його оцінки). Новим моментом є більший вміст Сорг., визначений по методиці Рок-Евал в нижньокам’яновугільних і девонських відкладах, ніж це уявлялося раніше, що дозволяє підвищити величину ресурсів ВВ при оцінці їх об’ємно-генетичним методом.

Ізотопний склад вуглецю (ІСВ) (параметр 13С) ОР порід, нафт і конденсатів знаходиться, хоча і не в одному, але близькому полі розміщення ВВ. Середні значення 13С для ОР порід, нафт і конденсатів, відповідно складають: в насичених ВВ -27,07; -27,79 та -30,01%о, в ароматичних -25,09; -25,59 та -28,95%о. Без розподілу на фракції, об’єкти, що аналізуються, також знаходяться в одному полі змін: ОР порід -24,0 - -33,0%о, нафта і конденсат -24,0 - -30,5%о, хоча середні значення екстрактів порід (13С = -27,14%о) ізотопно трохи важчі в порівнянні з нафтою і конденсатом (13С = -28,05%о).

Загалом же кореляційний зв’язок між нафтами (конденсатами) та ВВ ОР порід в ДДЗ гірший, ніж встановлений для Пермського Прикам’я та Припятського прогину, по тим самим причинам, що вказані для біомаркерів.

Розглянуті матеріали по співставленню ВВ родовищ з ОР порід ДДЗ за даними сучасних біомаркерних, піролітичних та ізотопних досліджень, на нашу думку, досить впевнено свідчать про генетичний зв’язок вміщуючих відкладів з традиційними покладами нафти і газу у верхньовізейському та турнейсько-нижньовізейському комплексах на всій території ДДЗ та в серпухівському і середньокам’яновугільному - в східній її частині, тим більше з скупченнями газу ЦБ типу в щільних колекторах. Свідченням генетичного зв’язку вміщуючих комплексів та газу ЦБ типу є також його розповсюдження в НГБ Північной Америки у відкладах з термальною зрілістю порід не нижче МК1-2 (тобто в ГЗН або в ГЗГ).

Тому позитивний прогноз скупчень ЦБ газу в ДДЗ, який викладено в наступному розділі, зроблено тільки для території, яка за умовами генерації ВВ знаходиться в ГЗН або ГЗГ відповідно до осадово-міграційної концепції нафтидогенезу. Аналіз умов генерації ВВ на основі сучасних ізотопно-геохімічних досліджень є науковою основою для якісної і кількісної оцінки перспективності ДДЗ на ЦБ газ.

ЯКІСНА ОЦІНКА ПЕРСПЕКТИВНОСТІ ДДЗ НА ЦБ ГАЗ

Флюїдоупори ЦБ газу. Регіональні флюїдоупори у скупчень ЦБ газу в більшості випадків не пов’язані з седиментаційно-літологічними слабопроникними товщами, а утворюються завдяки поєднанню впливу факторів катагенетичних (вторинних) процесів на фільтраційно-емкостні властивості порід та дії капілярних сил.

Капілярні екрани утримують крупні скупчення газу Діп-Безін в Західно-Канадському басейні та Сан-Хуан в одноіменному басейні Скелястих гір США, які займають центральні ділянки цих западин (Masters J.A., 1979). Як обгрунтовує Ю.Я.Большаков (1989), в гідрофобних колекторах ВВ краще змочують породу і під дією від’ємного капілярного тиску займають найменші пустоти, витискуючи воду в зону кращих колекторів, навіть розташовану і гіпсометрично вище.

В мезозойських НГБ продуктивні комплекси порід менш літифіковані - зони катагенезу МК1-2, або навіть низи ПК, порівняно з палеозойськими НГБ і тому не можуть розглядатися як аналог для вивчення цього питання в ДДЗ.

За основу для прогнозування ЦБ газу в ДДЗ було прийнято палеозойську западину Анадарко, розташовану на Північно-Американській платформі, завдяки високому ступеню вивченості і певній відповідності за літологічним складом та віком порід до ДДЗ. Там мегаскупчення газу в зануреній зоні контролюється регіональним катагенетичним екраном, для якого капілярні сили також мають велике значення. В цьому басейні (Al-Shaieb Z, ..., 1992; Megacompartment complex..., 1993) верхній регіональний катагенетичний екран знаходиться у глинисто-карбонатних відкладах нижнього (місісіпій) та піщано-глинистих - середнього-верхнього (пенсільваній) карбону. Ці утворення в зоні екрану катагенетично змінені за рахунок цементації проникних порід кремнистим та карбонатним цементом.

Формування катагенетичних флюїдоупорів в ДДЗ обгрунтовано в роботах І.І.Зіненко, О.П.Зарицького (1992) та В.О.Терещенко (1987). За І.І.Зіненко і О.П.Зарицьким (1992), неоднаковий за віком (різні яруси середнього-нижнього карбону) регіональний катагенетичний екран контролює тут “першу глибинну зону газонакопичення” (ГЗГ в широко прийнятому розумінні). Цей “флюїдоупор представляє товщу щільних зцементованих порід, що зформувалися в процесі виносу карбонатного матеріалу агресивними водами з нижчезалягаючих зон розущільнення і відкладів його в інтервалі температур 110-120оС внаслідок зниження парціального тиску СО2 та геохімічної несумісності контактуючих відроджених низькомінералізованих вод та хлор-кальцієвих розсолів”. По дослідженнях названих авторів цей флюїдоупор підіймається з північно-західної частини ДДЗ на південно-східну “від нижньокам’яновугільних відкладів в середньокам’яновугільні, а гіпсометрично - від 5500-6000 м до 2500-3000 м”.

Таку ж закономірність підйому із заходу на схід мають в ДДЗ і поверхні АВПТ, ступеню катагенезу порід та маловодної зони, хоча між собою в палеозойських НГБ вони не співпадають. Але кожна із них має відношення до утворення і поширення мегаскупчення газу ЦБ типу, яке займає занурену частину басейну і прогнозується нами в ДДЗ.

Ще один фактор розташування газонасичених порід нижче водонасичених, пов’язаний зі зменшенням густини мінералізованої води і значною насиченістю газу СО2 в висококатагенезованих зонах, обгрунтовує О.Ю.Полутранко (2000).

Таким чином в палеозойських НГБ і в т.ч. ДДЗ наявні регіональні екрани, які представляють щільні сцементовані породи, сформовані завдяки виносу високоентальпійними агресивними водами різних мінералів (карбонатів та інш.), перевідкладу їх в зонах менших пластових тисків і певного ступеню катагенетичного перетворення порід. У відповідності зі зміною цих показників, а також водонасиченості розрізу, катагенетичні екрани на заході ДДЗ знаходяться глибже (у відкладах нижнього карбону), ніж на сході (у відкладах середнього карбону).

Закономірності водонасиченості розрізу. В зв’язку з тим, що в палеозойських НГБ, в т.ч. і ДДЗ, поверхня АВПТ не співпадає з катагенетичною (0,7-0,85%Rо), яку в мезозойських басейнах американські дослідники приймають за верхню межу ЦБ газу, виникла потреба розглянути додатковий критерій. З цією метою було проаналізовано водонасиченість проникних горизонтів, що є прямим показником газу ЦБ типу. Для цього було проведено збір і узагальнення результатів геофізичних досліджень та даних випробування свердловин на родовищах, особливо тих, де були отримані промислові припливи газу на великих глибинах, та на непродуктивних площах, на яких розкриті глибокі горизонти (понад 3-4,5 км). Усього вивчено більше 80 площ і родовищ.

Встановлено, що до певної глибини колектори, за винятком покладів ВВ, водонасичені. Але нижче по розрізу кількість води різко зменшується, часто до повного зникнення. Частину розрізу, де таке становище має місце, ми назвали маловодною зоною (МЗ). Автором побудована карта гіпсометрії поверхні цієї зони. Територіально МЗ пов’язана з центральною найбільш зануреною частиною грабена, з’являється в Срібнянській депресії і продовжується в південно-східному напрямку. На північному заході ДДЗ вона розташована на глибині -5,5 -4 км. Далі на південний схід глибина залягання МЗ зменшується (до -3 -1,5 км). Крім цього спостерігається зменшення глибин її поверхні до бортів западини, особливо до Південного борту.

Аналіз водоносності в межах ДДЗ також показав, що для глибоких горизонтів на родовищах при побудові моделей покладів і підрахунку запасів газо-водяний контакт переважно приймався умовно. А якщо вода і зустрічалась, то в дуже незначних кількостях (дебіти до 5 м3/добу), причому як за межами контурів газоносності, так і всередині них. Можна припустити, що вода присутня на цих глибинах у вигляді окремих лінз або прошарків.

Встановлено, що в ДДЗ поверхня АВПТ розташована в різних районах ДДЗ на 0,5-1,5 км глибше, а поверхня маловодної зони - на 0,5-1,5 км вище, ніж поверхня порід, перетворених до стадії катагенезу 0,9%Ro. Отже, використання поверхні МЗ при оцінці перспективності ДДЗ на ЦБ газ, дає змогу збільшити прогнозні ресурси газу ЦБ типу. Поки неясне питання про нижню межу розповсюдження ЦБ газу в ДДЗ, можливо вона співпадає з соленосною товщею девону.

Якісна оцінка ДДЗ на ЦБ газ. За основу якісної оцінки перспективності ДДЗ на ЦБ газ прийнята поверхня маловодної зони, яка обмежує скупчення такого газу зверху. Це зроблено в зв’язку з тим, що в палеозойських НГБ поверхня АВПТ і катагенетична (на рівні ?0,9%Ro), які американські дослідники звичайно приймають за поверхню ЦБ газу в мезозойських басейнах, не співпадають між собою. Крім того, безводність розрізу є слідством і прямим показником існування ЦБ газу.

Шляхом співставлення карти гіпсометрії МЗ з геологічними картами зрізів на відмітках 3, 4, 5, 6 і 7 км складена карта віку порід, що виходять на поверхню маловодної зони, яка і представляє собою карту якісної оцінки перспектив ДДЗ на ЦБ газ, бо вона показує, який вік порід в кожній зоні є перспективним. На ній також виділені більш перспективні землі, де поверхня скупчення ЦБ газу знаходиться на глибині до 4.5 км, бо до такої глибини зараз можа впевнено застосовувати технології інтенсифікації припливів, зокрема гідророзриву пластів.

Виходячи із зазначених критеріїв і складеної карти, перспективність ДДЗ на пошуки скупчень газу ЦБ типу виглядає так. Перспективною є практично вся територія Дніпровського грабену, за винятком крайнього північного заходу (в Чернігівсько-Брагінському районі), де немає маловодної зони, АВПТ та порід, літифікованих до стадії МК3. Борти ДДЗ безперспективні на ЦБ газ по тій же причині, за винятком дільниці на північній окраїні Донбасу, де потрібні умови є.

Вік перспективних на ЦБ газ відкладів стає древнішим у напрямку від центру до периферії ДДЗ. У повздовжньому напрямку цей вік змінюється від нижньопермсько-верхньокам’яновугільного в Машівсько-Шебелинському районі, через середньокам’яновугільний і серпухівський до верхньовізейського в районі Срібнянської депресії і до турнейсько-нижньовізейського і девонського далі на північний захід.

Як вказано вище, за технологічною ознакою виділена менш перспективна зона (з глибиною поверхні маловодності більше 4,5 км), яка займає територію на заході ДДЗ - Срібнянську та Жданівську депресії, а на сході - Полтавсько-Меліхівську занурену ділянку. Східна частина Дніпровського грабену за цією ознакою є більш перспективною. На ній пріоритетні південно-східна осьова частина Дніпровського грабену, де перспективи