НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ

НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ “НАФТОГАЗ УКРАЇНИ”

ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЇ І ГЕОХІМІЇ ГОРЮЧИХ КОПАЛИН

ЗЮЗЬКЕВИЧ Микола Петрович

УДК 553.98.061.4 (477.6)

ЗОНАЛЬНО-КОНЦЕНТРАЦІЙНЕ РОЗТАШУВАННЯ ВУГЛЕВОДНЕВИХ ПАСТОК ТА НАФТОГАЗОВИЙ ПОТЕНЦІАЛ ПІВДЕННОГО СХОДУ ДДЗ

Спеціальність: 04.00.17 – геологія нафти і газу

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата геологічних наук

Львів – 2003

Дисертацією є рукопис

Робота виконана в Українському науково-дослідному інституті природних газів (УкрНДІгаз) НАК “Нафтогаз України”.

Науковий керівник доктор геол.-мін. наук Істомін Олександр Миколайович, Український науково-

дослідний інститут природних газів (УкрНДІгаз), завідувач відділу газових

ресурсів.

Офіційні опоненти: доктор геологічних наук Рослий Іван Степанович, Український державний геолого-

розвідувальний інститут, Чернігівське відділення, завідувач сектору регіональних

робіт.

кандидат геолого-мінералогічних наук Чепіль Петро Михайлович,

Мінекоресурсів України, заступник Голови Державної геологічної служби.

Провідна установа – Інститут геологічних наук НАН України, відділ геології нафти і газу, м.Київ.

Захист відбудеться 18 грудня 2003р. о 14.00 год. на засіданні спеціалізованої вченої ради

Д 35.152.01 в Інституті геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК”Нафтогаз України” (79053, м.Львів, вул.Наукова, 3а).

З дисертацією можна ознайомитись у бібліотеці Інституту геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК”Нафтогаз України” (79053, м.Львів, вул.Наукова, 3а).

Автореферат розісланий 15 листопада 2003р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради,

кандидат геол.-мін. наук О.В. Хмелевська

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Дніпровсько-Донецька нафтогазоносна область, на долю якої припадає 87% видобутку газу та 81% нафти з конденсатом в Україні (станом на 1.01.2002р.), в перспективі буде залишатись провідним регіоном по обсягах видобутку вуглеводнів, тому що за особливостями будови, повнотою розвитку нафтогазоносних комплексів та різноманітністю пасток вона є унікальним регіоном високих потенційних можливостей подальшого нарощування розвіданих запасів.

Але ступінь реалізації початкових ресурсів вуглеводнів (ВВ), тобто сума видобутих та розвіданих запасів, яка сягає 57%, обумовлює значно більш складний характер пошуків нових родовищ, тому що фонд наскрізних антиклінальних структур, з якими пов’язані відносно легко виявляємі склепінні пастки, практично вичерпаний. Подальше ж нарощування розвіданих запасів ВВ можливо, в основному, за рахунок відкриття родовищ, пов’язаних з не склепінними пастками, в яких міститься до 90% нерозвіданих ресурсів.

Виявлення родовищ, пов’язаних з такими пастками, стає малоефективним без попереднього прогнозування зон їх концентрації та вивчення умов формування покладів в цих пастках в розрізах різних нафтогазоносних комплексів. Тема дисертаційної роботи, яка спрямована на вивчення закономірностей зонально-концентраційного розташуванням вуглеводневих пасток в основних нафтогазоносних комплексах та диференційовану оцінку їх вуглеводневого потенціалу, є актуальною і має науково-прикладне значення, бо вказує нові шляхи підготовки нафтогазових ресурсів у ДДЗ.

Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Обрана тема досліджень виходить з розробки та сприяє реалізації Національної програми “Нафта і газ України до 2010 року”, затвердженої Постановою Кабміну України №665 від 21.06.00р., в якій, зокрема, зазначено, що формування ефективних напрямків геологорозвідувальних робіт повинно відбуватися з урахуванням теоретичних міркувань та практичного досвіду, виходячи з трьох основних складових:

- закономірностей розміщення покладів нафти і газу по стратиграфічному розрізу і території нафтогазоносного басейну;

- кількісної оцінки прогнозних ресурсів ВВ;

- практичних результатів пошукових робіт в останні роки.

В дисертаційній роботі поєднуються теоретичні міркування з практичними результатами пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ у південно-східній частині ДДЗ, проведеними за період 1991-2001р.р.

Робота виконана в Українському науково-дослідному інституті природних газів (УкрНДІгаз) НАК “Нафтогаз України”. Вона має безпосередній зв’язок з перспективними та поточними планами пошуково-розвідувального буріння, в основу яких покладено головний принцип – розташування обсягів буріння у найбільш перспективних зонах на пріоритетні нафтогазоносні комплекси.

Для підготовки та подання дисертаційної роботи використані наступні базові науково-дослідницькі роботи:

1. “Стратиграфічне розчленування, кореляція та літологічне вивчення палеозойських відкладів родовищ та перспективних площ ДГП” ПНГГ”. Звіт по темі 419/98, державний реєстраційний №У-98-3/51.

2. “Вивчення умов формування неантиклінальних пасток в нижньокам’яновугільному комплексі, залягаючому на малих глибинах у межах північної крайової частини ДДЗ з метою виділення першочергових пошукових об’єктів”. Звіт по темі державний реєстраційний №У-98-3/8.

3. “Типізація пасток і покладів вуглеводнів Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної області”. Звіт по темі №48 УНГА м. Львів, 1999р., державний реєстраційний №0198-001709.

У виконанні перших двох з зазначених робіт автор дисертації був відповідальним виконавцем, третьої – виконавцем.

Мета і задачі дослідження. Мета досліджень полягає в диференційованій оцінці перспектив нафтогазоносності південно-східної частини ДДЗ та визначенні найбільш ефективних напрямків геологорозвідувальних робіт на нафту і газ.

Основні задачі досліджень:1.Вивчити літофаціальний склад та умови формування природних резервуарів у складі нафтогазоносних комплексів. 2.Дослідити характер прояву факторів локального структуроутворення. 3.Вивчити функціональні зв’язки між локальними структурами та пастками ВВ.

Об’єкт дослідження – концентрація ВВ у нафтогазоносних комплексах: нижньовізейсько-турнейському, верхньовізейському, серпуховському, середньокам’яновугільному та нижньопермсько-верхньокам’яновугільному південно-східної частини ДДЗ.

Предмет дослідження – зонально-концентраційне розташування нафтогазоносних структур і пасток ВВ, умови і фактори їх формування, нафтогазовий потенціал південно-східної частини ДДЗ.

Методи дослідження. Дослідження проводились різними методами геологічного аналізу, в основу яких покладені дані глибокого буріння та сейсморозвідки з використанням численних наукових і тематичних розробок багатьох дослідників. Зокрема, на базі методу структурно-тектонічного аналізу (тектонічне районування, визначення факторів структуроутворення, виділення геодинамічних полів) в осадовому комплексі виділені зони переважного прояву певних структуроформуючих процесів, які зіграли головну роль у формуванні того чи іншого типу структурних форм. Окрім того аналізувався фонд структур по кожному нафтогазоносному комплексу і таким чином на рівні нижньовізейсько-турнейського (С1v1-t), верхньовізейського (C1v2), серпуховського (C1s), середньокам’яновугільного (С2) та нижньопермсько-верхньокам’яновугільного (P1+C3) комплексів виділені десять нафтогазогеологічних зон, у межах яких домінує той чи інший тип структурних форм: антиклінальний, геміантиклінальний, блоково-тектонічний, плікативно-насувний та піднасувний.

Дослідження літофаціального складу кожного комплексу та його особливостей виконувались шляхом побудови та аналізу відповідних карт, регіональних сейсмогеологічних профілів, а також методом складання численних зональних розрізів у напрямку прогнозованих істотних змін речовинного складу продуктивних горизонтів.

Наукова новизна одержаних результатів:1.Вперше на геодинамічній основі науково обґрунтоване зонально-концентраційне розташування локальних плікативно-диз’юнктивних структурних форм та пасток ВВ, що пов’язане з нерівномірним розвитком у часі та просторі різноманітних геодинамічних процесів: тангенціального стиску та розтягу, рухів блоків фундаменту, соляної тектоніки, а також їх взаємодії. Згідно з цим на території досліджень виділено десять зон концентрації локальних структур домінуючого типу. 2. Набуло подальшого розвитку встановлення літодинамічних особливостей осадконакопичення, які обумовили формування нафтогазоносних резервуарів південного сходу ДДЗ: у застойних депресійних ділянках басейну седиментації – переважно з покладами масивного типу у карбонатних резервуарах; у тектонічно активних ділянках - з покладами масивного та масивно-пластового типів у резервуарах теригенного складу; у змішаних умовах седиментації – покладів пластового типу у резервуарах теригенного складу. 3.Зазнала подальшого розвитку розробка морфогенетичної класифікації природної системи “структура-пастка-поклад-родовище”, яка забезпечує диференційоване прогнозування різновидів пасток, притаманних тим чи іншим структурним формам, що істотно сприяло підвищенню ефективності проведення нафтогазопошуковорозвідувальних робіт. 4.Вперше на основі виявлення зонально-концентраційного розташування локальних плікативно-диз’юнктивних структурних форм, а також встановлення літодинамічних особливостей, проведена територіальна диференціація вуглеводневого потенціалу південного сходу ДДЗ, у відповідності з якою виділені зони різного ступеню перспективності.

Основні положення, що захищаються: 1. Зональність прояву тектонічних факторів, які відіграли вирішальну роль у формуванні локальних структурних форм (соляна та блокова тектоніка, тангенціальний стиск або розтяг) обумовила відповідний територіальний розподіл структур та вуглеводневих пасток. 2.Класифікація геологічних складових системи “структура-пастка-поклад-родовище” відтворює природні зв’язки між основними об’єктами нафтогазової геології, забезпечує їх диференційоване прогнозування і істотно сприяє підвищенню ефективності геологорозвідувальних робіт на нафту та газ. 3.Виділені зони концентрації локальних структур домінуючого типу за комплексом критеріїв перспектив нафтогазоносності ранжируються в наступному порядку: Комишнянсько-Коломацька, Потічансько-Левенцівська, Юліївсько-Дружелюбівська, Бараниківсько-Плачидівська, Абазівсько-Лозівська, Машівсько-Біляївська, Шуринсько-Ведмежанська, Тирлівсько-Хухринська, Ямпільсько-Пархомівська, Біланівсько-Кохівська.

Практичне значення одержаних результатів. Результати досліджень спрямовані на підвищення ефективності пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ, їх практичне значення полягає у наступному:

- нафтогазогеологічні зони концентрації локальних структурних форм домінуючого типу дають можливість спрямовувати геологорозвідувальний процес на виявлення вуглеводневих пасток певного типу, визначати методику та обсяги досліджень;

- різні тектонічні моделі та характер просторового розвитку природних резервуарів дозволяють здійснювати прогнозування пасток несклепінного типу у сприятливих структурно-тектонічних умовах;

- морфогенетична класифікація природної системи “структура-пастка-поклад-родовище” дає можливість диференційовано прогнозувати розвиток вуглеводневих пасток, притаманних відповідним структурним формам;

- встановлений різний ступінь перспективності кожного з п’яти нафтогазоносних комплексів у кожній виділеній зоні має важливе значення для практики планування геологорозвідувальних робіт;

- геологічно обгрунтовані конкретні пріоритетні напрямки пошуково-розвідувальних робіт відповідно рейтингу виділених зон: 1-Комишнянсько-Коломацька: C1s, C1v2, C1v1-t. 2-Потічансько-Левенцівська: С2, C1s, C1v2, C1v1-t. 3-Юліївсько-Дружелюбівська: C1s, C1v2. 4-Баранівсько-Плачидівська: C2, C1s, C1v2, C1v1-t. 5-Абазівсько-Лозівська: С2, C1s, C1v2. 6-Машівсько-Біляївська: P1+C3, C2, C1s. 7-Шуринсько-Ведмежанська: C2, C1s, C1v2. 8-Тирлівсько-Хухрянська: C1s, C1v2. 9- Ямпільсько-Пархомівська: C2. 10-Біланівсько-Кохівська: C2, C1s, C1v2, C1v1-t.

Врахування основних положень дисертаційної роботи при розробці програм пошуково-розвідувального буріння, які були реалізовані ДГП ”Полтавнафтогазгеологія” на протязі 1991-2001р.р., сприяло відкриттю 17 нових родовищ нафти і газу та досягненню більш високих показників геологічної ефективності у порівнянні з середніми по Україні та ДДЗ, що зафіксовано в офіційних щорічних підсумках геологорозвідувальних робіт, які видаються Мінекоресурсів України .

У сучасних умовах ринкового характеру використання надр, коли ДДЗ, як головний нафтогазоносний регіон України, користується великим попитом з боку інвесторів усіх форм власності, результати дисертаційних досліджень можуть бути застосовані в масштабах усієї ДДЗ.

Особистий внесок здобувача. Працюючи довгий час у нафтогазорозвідувальних експедиціях, автор особисто виконував дослідження керну свердловин, їх випробування, складав геолого-стратиграфічні розрізи, виконував кореляцію розрізів та побудову структурних карт і профільних розрізів. Здобувач особисто виділив зони концентрації структур за домінуючим типом, виконав їх рейтингову оцінку та побудував численні схеми розповсюдження природних резервуарів різного морфологічного типу, що знайшло своє відображення у дисертаційній роботі. Розробка щорічних планів пошуково-розвідувальних робіт у південно-східній частині ДДЗ, в яких враховувались наукові положення дисертації, здійснювались за безпосередньою участю дисертанта в якості відповідального виконавця.

Основні публікації здобувача виконані у співавторстві. У колективній монографії [1], яка удостоєна І премії Української нафтогазової академії, препринті [15] і статтях [2,4,5] дисертант є повноправним співавтором. У спільних роботах [7,12,13]автору належить аналіз літології продуктивних комплексів, в роботах [8,9,10] та [6,11,14] – аналіз нафтогазоносності і типу пасток відповідно. У роботах, які опубліковані у збірниках наукових праць та тезах доповідей, авторство має рівноправний характер.

Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертаційної роботи були апробовані на міжнародних науково-практичних конференціях: “Нафта і газ України”(Харків, 1996р., Полтава, 1998р., Ів.Франківськ, 2000р.), Міжнародній науково-практичній конференції “Генезис нефти и газа и формирование их месторождений в Украине как научная основа прогноза и поисков новых скоплений” (Чернигов, 2001г.), а також на щорічних експертних геологічних нарадах Держкомгеології України, на яких розглядались напрямки геологорозвідувальних робіт на нафту і газ.

Публікації. Результати досліджень опубліковані в 40 наукових працях: (у 1-й монографії, 12-ти статтях у фахових, за переліком ВАК України, журналах, у 2-х препринтах та 25-х тезах доповідей на науково-практичних конференціях), опублікованих у відповідних збірниках матеріалів.

Обсяг і структура роботи. Дисертація складається з вступу, трьох розділів та висновків, викладених на 132 сторінках машинописного тексту, з них 8 рисунків на 7-ми сторінках та 4 таблиць на 5-ти сторінках. Список використаних джерел складається з 159 найменувань на 15 сторінках. Додатки з картами потужностей, схемами резервуарів та типами пасток нафтогазоносних комплексів ДДЗ – окремо один том на 95 сторінках.

Дисертація виконана під науковим керівництвом доктора геолого-мінералогічних наук О.М. Істоміна, якому здобувач щиро вдячний за консультації, постійну увагу і допомогу. Процесу роботи над дисертацією сприяла творча і всебічна підтримка доктора геолого-мінералогічних наук І.В. Височанського та кандидата геолого-мінералогічних наук П.Т.Павленко, яким здобувач висловлює щиру подяку.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА ОБ’ЄКТІВ ДОСЛІДЖЕННЯ –

ОСНОВНИХ НАФТОГАЗОНОСНИХ КОМПЛЕКСІВ

Наводяться особливості літолого-фаціального складу та характеру розповсюдження нижньовізейсько-турнейського, верхньовізейського, серпуховського, середньокам’яновугільного та нижньопермсько-верхньокам’яновугільного нафтогазоносних комплексів, що встановлені на основі досліджень В.К. Гавриша, В.М. Зав’ялова, Б.П. Кабишева, О.Ю. Лукіна, Р.М. Новосілецького та інших відомих учених. З урахуванням фактичних геолого-геофізичних даних, отриманих в останні роки, розглядаються притаманні кожному комплексу риси будови у зв’язку з історією геологічного розвитку регіону.

Комплекс C1v1-t характеризується дуже мінливим літофаціальним складом, значними коливаннями потужностей, особливо у західній частині території досліджень. Тут розвинені як теригенні, так і карбонатні резервуари. На його долю припадає 21% нерозвіданих ресурсів ВВ.

Для комплексу C1v2 характерно більш широке розповсюдження внаслідок його виходу на борти западини. Він також характеризується поліфаціальним складом, але менш контрастною зміною літогенетичних типів відкладів по площі. Пісчано-глинистий склад комплексу, який характерний для північно-західної частини та для бортів, поступово змінюється глинистим типом розрізу у південно-східному напрямку западини та теригенно-карбонатним у напрямку підняття поверхні фундаменту на північному борту. В даному комплексі розвинені теригенні резервуари. На долю комплексу припадає 29% нерозвіданих ресурсів ВВ.

Для комплексу С1s характерна вертикальна неоднорідність розрізу: нижньосерпуховські відклади, на відміну від верхньосерпуховських, на всій території, за виключенням південної прибортової, представлені аргіліто-алевролітовим типом розрізу. У складі верхньосерпуховських значна доля розрізу припадає на пісковики. Відповідно нижньосерпуховська частина комплексу характеризується відсутністю резервуарів, за виключенням південно-східної частини, де розвинені лінзовидні піщані форми. На долю комплексу припадає 17% нерозвіданих ресурсів ВВ.

Комплекс С2 широко розвинений на всій території досліджень. За виключенням його нижньої частини комплекс представлений переважно алювіально-дельтовими відкладами. В ньому розвинені теригенні резервуари. На його долю припадає 8% нерозвіданих ресурсів ВВ.

Комплекс Р1+С3 в повному обсязі встановлено тільки в найбільш зануреній, південно-східній частині ДДЗ. Він характеризується двома типами розрізу: теригенно-хемогенним (Р1) та суто теригенним (С3). Резервуарами тут є сульфатно-карбонатні утворення та пісковики. На долю комплексу припадає 9% нерозвіданих ресурсів ВВ.

ТЕКТОНІЧНЕ РАЙОНУВАННЯ ЯК ОСНОВА ВИДІЛЕННЯ ЗОН РОЗВИТКУ СТРУКТУР ДОМІНУЮЧОГО ТИПУ В ОСАДОВОМУ КОМПЛЕКСІ

Сучасне уявлення про тектоніку ДДЗ базується на дослідженнях М.С.Шатського, І.А.Балабушевича, Й.Ю.Лапкіна, С.Є.Черпака, М.В.Чирвінської, В.Г.Бондарчука, В.Я.Клименка, З.А.Мішуніної, В.В.Глушка, П.С.Хохлова, І.П.Кліточенка, В.С.Попова, А.О.Білика, В.І.Кітика, Д.М.Соболєва, А.А.Мартинова, І.Г.Баранова, Б.П.Стерліна, П.Ф.Шпака, Г.Д.Забело, Г.Н.Доленка, Б.С.Воробйова, В.К.Гавриша, М.І.Галабуди, В.О.Разніцина, В.О.Краюшкіна, А.Я.Радзівіла, І.В.Височанського, І.І.Чебаненка, О.М.Істоміна, Б.П.Кабишева, В.П.Клочка, С.О.Варичева, Ю.О.Арсірія, Є.С.Дворянина та ін.

Для тектонічних схем і карт, що були складені на перших етапах вивчення регіону, характерною ознакою була поздовжня тектонічна зональність, яка витримала перевірку часом і на базі нових фактичних матеріалів відтворюється і на сучасних тектонічних картах. Ідея про існування поперечної тектонічної зональності не тільки на бортах, але і в грабені ДДЗ, була відтворена на схемах тектонічного районування, що виконані Г.Н. Доленком і співавторами; І. Г. Барановим; Б.П.Стерліним і співавторами та інш.

Принцип виділення, поряд з поздовжніми тектонічними зонами, поперечних і діагональних структурних елементів (глибинних структур), найбільш детально розроблений для тектонічного районування ДДЗ В.К. Гавришем.

Складена Б.П. Кабишевим з використанням історико-структурного принципу тектонічна карта верхньопалеозойського структурного поверху теж відтворює повздовжню зональність ДДЗ. Суттєвою новизною її слід вважати виділення валів, малих валів, депресій і малих депресій та визначення віку досягнення головного етапу розвитку структур по відповідному базисному горизонту, що створює більш завершену картину структурних асоціацій і визначає хронологічний аспект історії їх розвитку.

Складені до цього часу тектонічні карти і схеми відіграли позитивну роль у пізнанні тектонічної будови регіону, проте не повністю висвітленим залишився генетичний аспект в історії розвитку структур, а саме, завдяки яким тектонічним факторам відбувалось їх формування в тій чи іншій структурній зоні (або на окремій ділянці в межах зони) і здійснювалось воно під впливом одного фактора чи їх комплексу.

Розроблена нами схема тектонічного районування за новим історико-структурно-генетичним принципом, яка включає висвітлення двох взаємопов’язаних питань: структурно-тектонічного та геодинамічного районування, дала змогу виділити зони переважного впливу того чи іншого тектонічного фактора на процеси формування структур. До числа таких факторів віднесені: рухи блоків фундаменту, соляна тектоніка, тангенціальний стиск, тангенціальний розтяг.

Рухи блоків фундаменту. Всебічне і більш повне розкриття впливу рухів блоків фундаменту на процеси складкоутворення проведено шляхом визначення ролі і участі у цих процесах тектонічних порушень. Існують численні класифікації тектонічних порушень за різними ознаками – морфологічними, генетичними, за типом тектонічних рухів тощо. З урахуванням досліджень, що присвячені вивченню тектоніки ДДЗ, нами складена класифікація диз’юнктивних порушень, що включає наступні класифікаційні ознаки: ранговість, генезис, рівень проникнення в осадову товщу, роль у формуванні

структур. За масштабністю порушення поділяються на три ранги: глибинні розломи, корові розриви і внутрічохольні розриви. Серед глибинних розломів в ДДЗ виділяються поперечні дорифтові, рифтоутворюючі та внутрірифтові. Корові розриви ускладнюють кору і на відміну від глибинних розломів не проникають в мантію. Вони є відповідальними за розчленування ДДЗ на виступи, западини і окремі блоки. У їх складі доцільно виділяти одноетапні та поетапно відроджені.

Внутрічохольні розриви представляють собою окремий генетичний підклас. В його складі виділяються дві групи: епіструктурні та екзогенні. Причиною перших є сили розтягу в склепіннях антикліналей та замкових частинах синкліналей тощо, других – воронки просідання, зсуви осадків.

Наявний фактичний матеріал засвідчує, що переважно структуроформуючими є глибинні розломи і корові розриви. Зокрема, у вузлах перетину відроджених дорифтових та рифтових розломів утворювались сприятливі умови для вулканізму, депресійної седиментації, соленагромадження. Вони сприяли диференціації території рифта на відносно стабільні та мобільні ділянки. До перших відносяться крупні виступи в прибортових зонах і припідняті ділянки та виступи в осьовій зоні, а до других – значні прогини (мульди і структурні затоки) в прибортових зонах і депресії – в осьовій.

Особливостями розташування розломів і розривів, а також обумовлених ними виступів і прогинів фіксується надзвичайно складна картина розподілу в регіоні геодинамічних полів, що наводить на думку про існування не тільки інтенсивного занурення по рифтоутворюючих розломах, але і синхронного формування зон розтягу і стиску, які виникають передусім в результаті горизонтальних здвигів по глибинних розломах.

Соляна тектоніка. Процеси соляного тектогенезу у ДДЗ набули широкого розвитку, але в формуванні структур різними дослідниками їм відводиться різна роль. Одні вважають, що переважна більшість виявлених піднять є соляними, інші (зокрема Б.П. Кабишев) вважають, що соляна тектоніка не впливала на формування близько половини всіх відомих піднять.

Розташуванню солянокупольних структур притаманні закономірності, які характеризують як територіальний розподіл, так і особливості їх групування в окремих зонах.

Так, для прибортових зон у межах прогинів найтиповішим є переважне поширення надштокових соляних структур (з різним стратиграфічним рівнем залягання девонської солі) і приштокових, що прилягають до соляних тіл. На виступах відомі лише окремі соляні структури здебільшого із рівнем залягання девонської солі в нижньокам’яновугільних відкладах.

Принципово іншим є територіальний розподіл і особливості групування соляних структур в приосьовій зоні території досліджень. Для неї характерним є максимальна концентрація соляних штоків з практично однаковим рівнем прориву штокової солі та групування солянокупольних структур у протяжні вали.

Тангенціальний стиск. В історії розвитку ДДЗ багатьма дослідниками виділяються етапи, обумовлені тагненціальним розтягом і стиском. Як результат впливу астеносферних процесів тангенціальний стиск супроводжувався виникненням горизонтальних здвигів. Ідея про роль здвигових переміщень у створенні низки структурно-тектонічних особливостей в ДДЗ була зформульована І.І. Чебаненко. Найхарактернішою ознакою істотного впливу горизонтальних здвигів на структуроутворення є кулісообразне поєднання значної кількості валів в приосьовій зоні ДДЗ. Горизонтальні здвиги відбувались по осьовому, північному і південному приосьових розломах, виділених В.К.Гавришем. Прямолінійні або S-подібні тріщини відриву (в залежності від стадії розвитку здвигу), що трансформувались у розсуви, були місцями для проникнення соляних мас і формування штоків, а розташовані між ними ділянки завдяки дії зустрічних стискуючих зусиль зазнавали зминання, які стимулювали утворення складок.

Тангенціальний розтяг. Формування рифтової системи відбувалось у другій половині девонського періоду внаслідок розтягу в склепінній частині Сарматського щита, яке пізніше змінилося значним розширенням області занурення, коли синхронні відклади накопичувались вже на бортах, утворюючи простору западину. В історії останньої Б.П. Кабишевим виділяються фази конседиментаційного тектогенезу. Прояв фаз по площі регіону був нерівномірним. Структурні форми, що розвивалися переважно конседиментаційно, тобто при зануренні, є найхарактерніші для північної прибортової зони, у межах приосьової зони вони складають половину від загальної кількості, а в південній прибортовій зоні переважають постседиментаційні. Лише на бортах западини формування структур на протязі всього кам’яновугільного періоду відбувалось завдяки рухам блоків фундаменту в режимі розтягу, а на північній окраїні Донбасу (в зоні Краснорецьких скидів) в середньокам’яновугільну епоху – виключно конседиментаційно.

Утворення гравітаційних структур, що пов’язані з одноіменними скидами, відбувається при наявності збільшених градієнтів товщин відкладів та їх суттєвого регіонального нахилу, що теж відповідає зонам розтягу. До їх числа, крім північного борту, відносяться Самарсько-Вовчанський виступ південного борту, східна частина прибортової зони і північна прибортова зона.

Геодинамічне районування. Складання тектонічної карти за структурно-генетичним принципом передбачає висвітлення двох аспектів районування: структурно-тектонічного і геодинамічного. З урахуванням раніш виконаного тектонічного районування регіону складена тектонічна карта, яка включає центральну і південно-східну частину ДДЗ та частково Донбас.

В основу геодинамічного районування покладено домінуючий вплив тих чи інших структуроформуючих факторів на утворення складок у межах певних частин території досліджень. За цією ознакою виділені територіальні підрозділи першого, другого, третього і четвертого рангів. До геодинамічних полів першого рангу віднесені території, які відповідають регіональним поздовжнім зонам (північний і південний борти, приосьова зона тощо), другого рангу – значні частини цих зон, третього рангу – території, що прирівнюються виступам і прогинам прибортових зон або окремим структурним (антиклінальним) зонам і четвертого – окремі ділянки, що відповідають одиничним або об’єднують декілька локальних піднять. Кожна з виділених зон характеризується домінуючим проявом одного або двох структуроформуючих факторів. Тектонічна карта та карта геодинамічного районування стали основою виділення зон переважного розвитку різних типів структурних форм в осадовому чохлі досліджуваної території.

Обґрунтування виділення зон розвитку структур домінуючого типу. Аналіз просторового розвитку відомих локальних структурних форм та їх генетичного зв’язку з геодинамічними полями дає підставу зробити висновок, що всі вони характеризуються закономірним зонально-концентраційним розташуванням, який обумовлений просторово-часовим зв’язком з проявом різних геодинамічних процесів: соляною тектонікою, рухами блоків фундаменту, тангенціальним стиском або розтягом, а також взаємодіями цих процесів. Кожний з них в різних ділянках або зонах проявлявся з різною інтенсивністю як в часі так і в просторі, що обумовило формування структур різного типу: антиклінальних, прирозривних блокових, насувних чи піднасувних.

Таким чином, в одних зонах розвинені переважно антиклінальні структурні форми, в інших – прирозривні блокові або насувні - піднасувні. Антиклінальні структурні форми генетично пов’язані або з соляною тектонікою, або з рухами блоків фундаменту чи є полігенетичними. Прирозривні блокові структури генетично пов’язані безпосередньо з рухами тектонічних блоків по розломах у прибортових зонах. Насувні та піднасувні локальні структури сформовані в зонах прояву тангенціального стиску і характеризуються незбіжністю структурних планів у висячому та лежачому крилах.

Соляна тектоніка зіграла вирішальну роль у формуванні структур в зонах максимального соленагромадження при другорядній ролі інших факторів. Сформовані соляною тектонікою структурні форми є домінуючими у північно-західному секторі території досліджень, у приосьовій її частині та частково у прибортових. Морфологічно вони виражені, як правило, антикліналями повного контуру або приштоковими формами.

Рухи блоків фундаменту зіграли вирішальну роль у формуванні структур на бортах. Морфологічно ці структури проявляються, як правило, у вигляді виступів блоків або напівантикліналей, крила яких зрізані скидами. Але в межах північного борту, у його північно-західній та південно-східній частинах, рухи блоків фундаменту привели також до формування переважно малоамплітудних антикліналей. У прибортових частинах внаслідок мобільності блоків фундаменту та гравітаційного розтягу формувались переважно прирозривні структурні форми.

Насувні та піднасувні структури, які розвинені у північній частині Донбасу, сформувались під дією тангенціального стиску. Морфологічно вони виражені у вигляді брахіантикліналей або прирозривних форм.

Таким чином, за принципом домінуючого розвитку того чи іншого типу локальних структурних форм досліджувана територія розподіляється на окремі зони, в межах яких домінують однотипні структурні форми:

І. Комишнянсько-Коломацька зона, де домінують антиклінальні солянокупольні структури.

ІІ. Машівсько-Біляївська зона, де домінують приштокові структури.

ІІІ. Тирлівсько-Хухрянська зона, де домінують антиклінальні структури.

IV. Бараниківсько-Плачидівська зона, де домінують антиклінальні структури.

V. Потічансько-Левенцівська зона, де також домінують антиклінальні структури.

VI. Юліївсько-Дружелюбівська зона, де домінують прирозривні блокові структури.

VII. Біланівсько-Кохівська зона, де домінують прирозривні блокові структури.

VIII. Шуринсько-Ведмежанська зона, де домінують прирозривні блокові структури.

IX. Абазівсько-Лозівська зона, де також домінують прирозривні блокові структури.

X. Ямпільсько-Пархомівська зона, де домінують насувні та піднасувні структури.

Найвищою концентрацією неопошукованих локальних структурних форм, з якими пов’язані відповідні пастки ВВ, характеризуються Комишнянсько-Коломацька(І) (36 шт.), Бараниківсько-Плачидівська(ІV) (65 шт.) та Юліївсько-Дружелюбівська(VI) (49 шт.) зони. На Тирлівсько-Хухрянську(III), Шуринсько-Ведмежанську(VIII) та Абазівсько-Лозівську(IX) зони припадає 64 структури (30% від загальної кількості), на Машівсько-Біляївську(II), Потічансько-Левенцівську(V), Біланівсько-Кохівську(VII) та Ямпільсько-Пархомівську(X) зони припадає решта 55 структур, або тільки 20% загальної кількості.

Нові аспекти систематизації нафтогазоносних структур. Аналіз стану розробки класифікацій нафтогазоносних структур засвідчує, що подальший прогрес у вирішенні цієї складної проблеми нафтогазової геології можливий лише за умов розгляду реально існуючої природної системи “структура-пастка-поклад-родовище”. На сучасному етапі, враховуючи стійку тенденцію неухильного зменшення щодо виявлення кількості антиклінальних піднять в регіонах з високим рівнем вивченості (до яких відноситься і ДДЗ), доцільно проведення подальших досліджень цієї проблеми. Незважаючи на великий обсяг досліджень, присвячених умовам формування і класифікації пасток, чіткого розмежування між структурою, пасткою, покладом та родовищем в багатьох працях не існує. Ознаки, які притаманні структурам часто вважаються адекватними пасткам, а критерії, що обумовлюють виділення пасток, автоматично застосовуються для покладів та родовищ. При складанні класифікаційних схем не враховується та обставина, що поняття “екранування” і “обмеження” не синоніми, а терміни з індивідуальним змістовним наповненням. Екранування має місце на критичному напрямку пастки і наявність того чи іншого екрану (або їх комбінацій) є вирішальною умовою пасткоутворення. А обмеження пастки відбувається при наявності екранів на некритичному, тобто другорядному напрямку, що і обумовлює тільки зменшення її величини.

Викладене дає підставу стверджувати, що поняття “екранування” і “обмеження” цілковито характеризують певні властивості пасток. Принципова різниця між ними чітко визначається тією обставиною, що без екранування утворення пастки неможливе, тоді як обмеження в цьому відношенні не є вирішальною умовою.

Що стосується покладу, то це “одиночне” скупчення ВВ, яке заповнює пастку повністю, або частково. Отже пастку, як флюїдовміщуючий об’єм, характеризують одні показники, а поклад, що заповнює пастку, має риси, які притаманні тільки йому. Недоцільним є також присвоєння ознак, що характеризують поклади, родовищам. Терміни: пластові, масивно-пластові і т.д. характеризують поклади і не повинні вживатися для характеристики родовищ.

Із вищенаведеного випливала нагальна необхідність створення узагальнюючої класифікаційної схеми нафтогазоносних структур на базі реально існуючих функціональних зв’язків між окремими елементами єдиної природної системи.

В розробленій морфогенетичній схемі тектонічні структури розглядаються лише як підгрунтя для утворення пасток. Вирішальною умовою для цього є наявність акумулюючих товщ та надійних екранів, без яких структура так і залишиться тільки “формою залягання”. Різні структури обумовлюють формування певних різновидів пасток, а тому ті, в межах яких можливе утворення склепінних пасток, виділені в окрему групу замкнених форм. Другу групу структур складають замкнені плюс незамкнені структури, на яких можливе утворення т.з. неантиклінальних пасток. У цих групах виділені підгрупи непорушених та порушених структур. Наведена систематизація структур підпорядкована головній меті – виділенню тих її груп, в межах яких роздільно формуються склепінні і несклепінні пастки. Схема містить реально існуючі і теоретично можливі варіанти поєднання факторів екранування і обмеження. Систематизація всіх різновидів комбінацій екранування і обмеження дала змогу виділити узагальнюючі варіанти, які покладені в основу класифікації пасток. В ній використані класифікаційні рівні, а саме: група, тип, підтип, клас, підклас. Група включає склепінні і несклепінні пастки, тип – з комбінованим екрануванням і однорідним обмеженням та з комбінованими екрануванням і обмеженням.. Підтип включає пастки з однорідним екрануванням та з однорідними екрануванням і обмеженням. Клас представляють пастки з комбінованим екрануванням. Підклас (для склепінних) включає власне склепінні повного контуру і такі ж ускладнені диз’юнктивами, що можуть бути віднесені до пасток з однорідним екрануванням. Підклас (для несклепінних) включає пастки з однорідним екрануванням.

Поклади, які утворюються у пастках, мають аналогічну за принципом класифікацією, але для визначення різновиду покладу пропонується вираз “поклад у пастці”.

Заключним елементом розглянутої природної системи є родовище. Коли на локальній площі, антиклінальної чи неантиклінальної будови, в одній чи кількох пастках, зформованих однорідними чи комбінованими екранами, утримується один чи декілька покладів, логічим є виділення однопокладних чи кількапокладних, гомопасткогенних чи гетеропасткогенних родовищ.

Як показала практика, розроблена класифікація “структура-пастка-поклад-родовище” має суттєве значення для підвищення ефективності проведення нафтогазопошуковорозвідувальних робіт.

НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ ТА ЇЇ ВИ ЗНАЧАЛЬНІ ФАКТОРИ

За умовами розвитку, літофаціальному типу розрізу, долі проникливих порід у складі комплексів, ступеня шаруватості розрізу та товщини прошарків, інтенсивності прояву структуроформуючих процесів продуктивність нафтогазоносних комплексів носить диференційований характер, який проявляється в різному ступені перспективності виділених геологічних зон западини.

Комплекс C1v-t характеризується промисловою нафтогазоносністю в межах шести зон. Основна кількість родовищ (80%) належить двом зонам – Комишнянсько-Коломацькій та Потічансько-Левенцівській.

Комплекс C1v2 характеризується промисловою нафтогазоносністю в межах семи зон, але 90% родовищ припадає тільки на три зони: Комишнянсько-Коломацьку, Потічансько-Левенцівську та Юліївсько-Дружелюбівську.

Комплекс C1s характеризується промисловою нафтогазоносністю у межах семи зон, але 78% усіх родовищ належить тільки трьом зонам: Комишнянсько-Коломацькій, Потічансько-Левенцівській та Абазівсько-Лозівській.

Комплекс С2 характеризується промисловою нафтогазоносністю також у межах семи зон.

Комплекс Р1+С3 характеризується промисловою нафтогазоносністю тільки у трьох зонах, але 85% їх кількості належить тільки одній – Машівсько-Біляївській.

Визначення рейтингу перспективності виділених геологічних зон та нафтогазоносних комплексів проводилось на основі оцінки ступеня значимості кожного з наступних факторів нафтогазоносності: геоструктурне положення зони, домінуючий тип структур, наявність в розрізі основних нафтогазоносних комплексів, глибина їх залягання та товщина розрізу, коефіцієнт успішності пошукового буріння, кількість виділених локальних структурних форм, питома щільність нерозвіданих ресурсів ВВ. Перелічені фактори характеризуються різними показниками, які в свою чергу мають відповідну міру значимості, що може бути оцінена через умовний коефіцієнт.

Найвища значимість оцінена коефіцієнтом 1, інші ступені оцінені відповідно меншими значеннями (долями одиниці).

Визначення рейтингу кожної геологічної зони проведено шляхом підсумовування коефіцієнтів значимості показників факторів нафтогазоносності з наступним розрахунком середнього значення коефіцієнтів у межах кожної зони. Таким чином визначена наступна рейтингова послідовність перспективності виділених геологічних зон: 1-Комишнянсько-Коломацька; 2-Потічансько-Левенцівська; 3-Юліївсько-Дружелюбівська; 4-Бараниківсько-Плачидівська; 5-Абазівсько-Лозівська; 6-Машівсько-Біляївська; 7-Шуринсько-Ведмежанська; 8-Тирлівсько-Хухрянська; 9-Ямпільсько-Пархомівська; 10-Біланівсько-Кохівська.

Отримані результати дозволили визначити також ступінь перспективності кожного з п’яти нафтогазоносних комплексів у межах виділених зон. Встановлено, що найвищий ступінь перспективності комплекс C1v1-t має у двох зонах, комплекс C1v2 – у трьох, комплекс C1s – у чотирьох, комплекс С2 – у одній, комплекс Р1+С3 також у одній.

ВИСНОВКИ

У дисертації наведене теоретичне узагальнення і нове вирішення наукової задачі, що виявляється у визначенні на геодинамічній основі зон територіальної концентрації вуглеводневих пасток та диференційованій оцінці вуглеводневого потенціалу зазначених зон. Вона вирішена шляхом дослідження тектонічних та літофаціальних факторів формування пасток і у прикладному плані має значення при визначенні пріоритетних напрямків геологорозвідувальних робіт на нафту та газ.

Дослідження по темі дисертаційної роботи дозволило дисертанту:

1. Вперше науково обґрунтувати закономірне зонально-концентраційне розташування локальних плікативно-дизюнктивних структурних форм, їх розвиток та просторово-часовий зв’язок з проявом різноманітних геодинамічних процесів. Даний висновок не тільки поглиблює рівень пізнання особливостей геологічної будови дуже складної геологічної структури, якою є ДДЗ, але має важливе значення при визначенні напрямків пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ.

2. Вперше виділити зони концентрації локальних структурних форм певного типу і притаманних їм пасток ВВ та встановити, що формування цих зон обумовлена особливостями геодинамічних та структуроформуючих процесів регіонального, зонального та локального рівнів різного ступеню прояву в часі і просторі. Зазначені результати дають можливість спрямовувати геологорозвідувальний процес на виявлення пасток певного типу, що дуже важливо при визначенні методики та обсягів робіт.

3. Удосконалити морфогенетичну класифікацію природної системи “структура-пастка-поклад-родовище”, яка визначає характер взаємовпливу та взаємозв’язку між окремими природними об’єктами і впорядковує термінологію одного з важливіших напрямків досліджень у нафтогазовій геології. Окрім того вона дає можливість диференційовано прогнозувати розвиток пасток ВВ, які притаманні відповідним структурним формам, що істотно впливає на підвищення ефективності геологорозвідувальних робіт.

4. Обґрунтувати новий напрямок подальших геологорозвідувальних робіт: вивчення нафтогазоносних комплексів з урахуванням зонально-концентраційного характеру розповсюдження різнотипних структурних форм.

5. Запропонувати та використати методику рейтингової оцінки перспектив нафтогазоносності кожної геологічної зони, яка полягає в застосуванні коефіцієнту значимості найважливіших факторів нафтогазоносності. Методика дає можливість встановлювати найбільш пріоритетні комплекси та зони нафтогазоносності.

6. Встановити, що кожен з п’яти досліджуваних комплексів (Р1+С3, С2, С1s, С1v2, С1v1-t) у кожній зоні характеризується різним ступенем перспективності, що дуже важливо для практики планування геологорозвідувальних робіт.

7. Науково обгрунтувати конкретні пріоритетні напрямки пошуково-розвідувальних робіт по зонах відповідно їх рейтингової послідовності:

7.1. Комишнянсько-Коломацька зона: пріоритетні комплекси С1s, С1v2, С1v1-t,

перспективний комплекс С2.

7.2. Потічансько-Левенцівська зона: пріоритетні комплекси С1s, С1v2, С1v1-t, перспективний комплекс С2.

7.3. Юліївсько-Дружелюбівська зона: пріоритетні комплекси С1s, С1v2, перспективний комплекс С2.

7.4. Баранівсько-Плачидівська зона: пріоритетний комплекс С2, перспективні комплекси С1s, С1v2, С1v1-t.

7.5. Абазівсько-Лозівська зона: пріоритетний комплекс С1s, перспективні комплекси С2, С1v2.

7.6. Машівсько-Біляївська зона: пріоритетний комплекс Р1+С3, перспективні комплекси С2, С1s.

7.7. Шуринсько-Ведмежанська зона: перспективні комплекси С2, С1s, С1v2.

7.8. Тирлівсько-Хухрянська зона: перспективні комплекси С1s, С1v2.

7.9. Ямпільсько-Пархомівська зона: перспективні комплекси С2, С1s.

7.10. Біланівсько-Кохівська зона: перспективні комплекси С2, С1s, С1v2, С1v1-t.

Наведені висновки дозволяють сформулювати ряд рекомендацій щодо впровадження результатів досліджень у практику пошуково-розвідувальних робіт.

1. Обсяги геологорозвідувальних робіт у межах виділених зон необхідно розподіляти відповідно їх рейтингу, спрямовуючи основну частину обсягів на пріоритетні нафтогазоносні комплекси.

2. Посилити регіональні геолого-геофізичні дослідження (сейсморозвідка, параметричне буріння, наукові та тематичні розробки) в межах Шуринсько-Ведмежанської, Абазівсько-Лозівської, Ямпільсько-Пархомівської та Біланівсько-Кохівської зон з метою більш повного вивчення закономірностей розповсюдження резервуарів та покришок у нафтогазоносних комплексах.

3. З метою прогнозування та локалізації ділянок, перспективних на пошуки літологічно екранованих пасток, розширити літофаціальні дослідження на науковому рівні в межах всіх виділених зон.

4. Удосконалити методику вивчення сейсмічного хвильового поля, спрямовуючи її на підвищення ступеня достовірності прогнозу геологічного розрізу на пластовому рівні.

5. Сейсморозвідувальні роботи пошукового етапу спрямовувати на виявлення перспективних об’єктів з урахуванням пріоритетності нафтогазоносних комплексів у відповідних зонах.

6. Детальні сейсморозвідувальні роботи з метою підготовки локального об’єкту до пошукового буріння ставити тільки в разі позитивної оцінки його перспектив, яка повинна враховувати літофаціальний фактор нафтогазоносності.

СПИСОК ОПУБЛІКОВАНИХ ПРАЦЬ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ

Монографії

1.Нафтогазоносний потенціал північного борту Дніпровсько-Донецької западини /Довжок Є.М., Бялюк Б.О., Клочко В.П., Чебаненко І.І., Шпак П.Ф., Курилюк Л.В., Дворянин Є.С., Кабишев Б.П., Крот В.В., Зюзькевич М.П., Окрепкий Р.М., Пономаренко М.І., Олексюк В.І., Павленко П.Т., Краюшкін В.О., Караваєва Т.Є., Височанський І.В., Слободян В.П., Філюшкін К.К., Гладун В.В., Пригаріна Т.М., Токовенко В.С., Малюк Б.І.. – К:УНГІ, 1996. –241 с. (Особистий внесок – узагальнення геологічних результатів буріння та випробування свердловин).

Статті у наукових фахових виданнях

2. Особенности строения и разведки Яблуновского нефтегазового месторождения как основа

нового направления поисково-разведочных работ в Днепровско-Донецкой впадине /Барановская Н.Я., Головацкий И.Н., Демьянчук В.Г., Зюзькевич Н.П., Курилюк Л.В., Худык М.В.// Геологический журнал. –1986. -№5. –С.27-32. (Особистий внесок – аналіз історії геологічного розвитку, обгрунтування солянокупольного походження).

3. Новые данные о тектонике и нефтегазоносности Юльевского полигона Днепровско-Донецкой впадины / Крот В.В., Дворянин Э.С., Клочко В.П., Чебаненко И.И., Павленко П.Т., Зюзькевич Н.П., Куль А.И. // Тектоника и стратиграфия. – 1992. – Вып.33. – С.45-57.(Особистий внесок – аналіз результатів буріння та визначення перспектив нафтогазоносності).

4. Перспективы развития геологоразведочных работ на нефть и газ в Днепровско-Донецкой впадине /Крот В.В., Дворянин Э.С., Жихарев А.П., Завьялов В.М., Зюзькевич Н.П., Истомин А.Н., Кабышев Б.П., Окрепкий Р.Н., Слободян В.П. // Геологический журнал. – 1994. - №4-6. – С.7-15. (Особистий внесок – обгрунтування ефективних напрямків робіт на території діяльності геологічного підприємства “Полтавнафтогазгеологія”).

5. Зюзькевич Н.П., Кривошея В.А., Мачужак М.И. Особенности геологического строения и проблемы