НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ

НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ “НАФТОГАЗ УКРАЇНИ”

ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЇ І ГЕОХІМІЇ ГОРЮЧИХ КОПАЛИН

Гарасимчук Василь Юрійович

УДК 551.490: 553.98 (477.8)

ГІДРОГЕОЛОГІЧНІ УМОВИ ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НАФТОГАЗОНОСНОЇ ОБЛАСТІ

Спеціальність 04.00.17 – геологія нафти і газу

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата геологічних наук

Львів – 2004

Дисертацією є рукопис.

Робота виконана в Інституті геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафтогаз України”.

Науковий керівник:

доктор геолого-мінералогічних наук, професор Колодій Володимир Васильович, Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафтогаз України”, відділ нафтогазової гідрогеології, геохімії і охорони гідросфери, провідний науковий співробітник.

Офіційні опоненти:

доктор геолого-мінералогічних наук, професор Осадчий Віталій Григорович, Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафтогаз України”, відділ проблем нафтової геофізики, провідний науковий співробітник.

кандидат геолого-мінералогічних наук Жученко Галина Олексіївна, Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу МОН України, кафедра геології і розвідки нафтових родовищ, доцент.

Провідна установа:

Львівське відділення Українського Державного Геологорозвідувального Інституту Державної Геологічної служби України (відділ методики розвідки та підрахунків запасів нафти і газу), м. Львів.

Захист відбудеться “11” червня 2004 р. о 14 годині 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 науковій бібліотеці Інституту геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафтогаз України” (79053, м. Львів, вул. Наукова, 3а).

Автореферат розісланий “8” травня 2004 р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради,

кандидат геолого-мінералогічних наук О. В. Хмелевська

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. З огляду на недостатню забезпеченість України власними вуглеводневими енергоресурсами, гостро постала проблема пошуків нових родовищ нафти і газу та дорозвідки існуючих. Одним з перспективних регіонів в межах Карпатської нафтогазоносної провінції (НГП) є Лопушнянський нафтогазопромисловий район (НГПР), де вперше у піднасуві Внутрішньої зони (на глибинах понад 4 км) відкриті поклади нафти та газоконденсату.

Вивчення гідрогеологічних умовин даного регіону, розкриття на їх основі закономірностей формування та збереження покладів нафти і газу та встановлення критеріїв нафтогазоносності дає підстави для нових відкриттів як у межах південно-східної частини, так і всієї Передкарпатської нафтогазоносної області (НГО).

Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційна робота тісно пов’язана з виконанням Національної програми “Нафта і газ України” до 2010 р. та Державної програми “Мінерально-сировинна база України” на період до 2005 р., а її результати включені у науково-дослідну тему 1.5.8.3. (3.1.9.), № держ. реєстрації 0101U002460 “Гідрогеологія нафтових і газових родовищ Карпатської нафтогазоносної провінції (в межах України)” ІГГГК НАН України та НАК “Нафтогаз України”, 2001 рік (№ Б-3/01).

Мета і задачі дослідження.

Мета роботи – на основі гідрогеологічних ознак встановити закономірності формування та збереження покладів нафти і газу та обгрунтувати критерії нафтогазоносності південно-східної частини Передкарпатської НГО.

Задачі дослідження:–

розкрити гідрогеохімічну, газогідрогеохімічну та термобарну зональності південно-
східної частини Передкарпатської НГО;–

з’ясувати гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні особливості продуктивних
структур;–

дослідити палеогідрогеологічні умовини району та їх роль у нафтогазонагромадженні.

Об’єкт дослідження: водонапірні суббасейни південно-східної частини Зовнішньої зони і Самбірсько-Рожнятівського покрову Внутрішньої зони та гідрогеологічний масив Покутських складок Передкарпатського прогину.

Предмет дослідження: підземні води нафтогазоносних відкладів південно-східної частини Передкарпатської НГО.

Методи дослідження. У роботі застосований комплексний гідрогеологічний метод, який включає гідрогеохімічний аналіз (інтерпретацію макро- та мікрокомпонентного складу підземних вод, вмісту водорозчиненої органічної речовини), газогідрогеохімічний аналіз (інтерпретацію складу водорозчинених газів, визначення їх парціальних тисків, встановлення віку та генези водорозчинеих газів згідно гелій-аргонового та аргон-азотного співвідношень відповідно), аналіз геотемпературних умовин (побудову та інтерпретацію геотемпературних схем, визначення палеотемператур за відбивною здатністю вітриніту), аналіз геобарних умовин (побудову та інтерпретацію геобарних схем, виходячи з методу приведених пластових тисків, розрахунок коефіцієнтів надгідростатичності), палеогідрогеологічний аналіз (побудову історико-гідрогеологічних графіків, дослідження умовин формування вод, встановлення інтенсивностей інфільтраційних та елізійних водообмінів, обчислення часу зруйнування покладів газу). Хімічні аналізи пластових вод, газової хроматографії та замірів пластових тисків та температур, проведені співробітниками ДП “Західукргеологія” при бурінні і опробовуванні свердловин. Спектральні аналізи підземних вод на вмісти рідкісних лужних елементів і стронцію, виконані в лабораторії відділу нафтогазової гідрогеології, геохімії і охорони гідросфери ІГГГК НАН України та НАК “Нафтогаз України” (аналітик В. Г. Гаєвський). При обробці фактичного матеріалу широко використовувались методи математичної статистики (кореляційний та факторний аналізи).

Наукова новизна одержаних результатів. Вперше для південно-східної частини Передкарпатської НГО:

1) проведена систематизація водоносних горизонтів у водоносні комплекси;

2) розкриті латеральні і вертикальні гідрогеохімічні та газогідрогеохімічні зональності;

3) встановлена наявність у продуктивних горизонтах Лопушнянського нафтового родовища конденсаційно-солюційних вод, генетично пов’язаних з покладами;

4) з’ясована роль нафтогазонагромадження у формуванні гідрогеотермобарних полів;

5) на основі палеогідрогеологічних реконструкцій та сучасних гідрогеохімічних ознак визначено генезу підземних вод та часовий інтервал формування вуглеводневих скупчень;

6) базуючись на гідрогеохімічних, газогідрогеохімічних та термобарних особливостях продуктивних структур обгрунтовані критерії нафтогазоносності.

Наукові положення, винесені на захист:

1. Підземні води гідрогеохімічного тла південно-східної частини Зовнішньої зони (поза межами покровів) за генезою, головним чином, давні та сучасні інфільтраційні. Хлоридні кальцієво-натрієві солянки піднасуву Внутрішньої зони утворилися внаслідок змішування солянок вилуговування глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову з давньоінфільтрогенними водами платформових відкладів.

2. Встановлені гідрогеологічні критерії нафто- та газоносності для південно-східної частини Передкарпатської НГО. До перших належать наявність маломінералізованих (відносно тла) вод конденсаційно-солюційної генези та висока частка у водорозчинених газах гомологів метану (CH4/ВВ = 10).

Побічним локальним гідрогеохімічним критерієм газоносності для зони вільного водообміну є підвищені мінералізація і ступінь метаморфізації підземних вод та їх відносна збагаченість амонієм, бромом, йодом і радієм та збідненість сульфат-іоном. Для зони утрудненого водообміну ця ж ознака є побічною регіональною.

Критеріями наявності газових покладів є вміст у водорозчинених газах метану понад 96 об.за частки азоту до 3 об. %. Зі збільшенням глибини ці показники змінюються до 90 та 8 об.відповідно. Відносна газонасиченість (Рг/Рпл) перспективних на газ ділянок становить понад 0,3.

3. Комплекс гідрогеологічних ознак дозволяє стверджувати, що формування вуглеводневих скупчень південно-східної частини Передкарпатської НГО обумовлене субвертикальною міграцією високотемпературної водо-вуглеводневої суміші по зонах диз’юнктивних порушень та її розвантаженням на ділянках п‘єзомінімумів протягом останнього циклу гідрогеологічного розвитку.

Практичне значення одержаних результатів.–

висновки дисертаційної роботи щодо закономірностей формування та збереження
покладів нафти і газу та запропоновані гідрогеологічні критерії нафтогазоносності
сприятимуть підвищенню ефективності пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ у
глибоких горизонтах піднасуву Внутрішньої зони Передкарпатського прогину;
– гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні, геотермічні та геобаричні схеми можуть бути
використані для обгрунтування технологічних параметрів буріння та випробовування у
свердловинах;
– досліджена генеза підземних вод дозволяє оцінити ступінь значимості гідрогеологічних
критеріїв нафтогазоносності.

Особистий внесок здобувача полягає у зборі, систематизації, узагальненні, математичній і графічній обробці та інтерпретації геологічного і гідрогеологічного матеріалу, на основі чого встановлені закономірності формування вуглеводневих скупчень та критерії нафтогазоносності. Палеогідрогеологічний аналіз, проведений дисертантом, дозволив з’ясувати генезу підземних вод, а згідно палеогідрогеологічних ознак визначити часовий інтервал формування нафтових і газових родовищ та час збереження покладів газу.

При дослідженні гідрогеологічних умовин південо-східної частини Передкарпатської НГО та написанні статей автором використані ідеї В. В. Колодія щодо конденсаційно-солюційної генези маломінералізованих відносно фону вод та результати ізотопних досліджень водню та кисню підземних вод Передкарпатського прогину.

Апробація результатів дисертації. Результати дисертаційної роботи пройшли апробацію на VIII науковій конференції молодих вчених та спеціалістів Інституту геології і геохімії НАН України та НАК “Нафтогаз України”, Львів-2003; щорічній осінній науковій сесії геологічної комісії Наукового товариства ім. Шевченка, Львів-2003; молодіжній конференції Інституту геологічних наук НАН України “Сучасні проблеми геологічної науки”, Київ-2003.

Публікації. Результати досліджень опубліковані в 4-х наукових статтях у фахових виданнях та 2-х матеріалах наукових конференцій.

Обсяг і структура роботи. Дисертація складається із вступу, 6-ти розділів та висновків, викладених на 138 с., списку використаних джерел (118 найменувань), додатків (8 таблиць на 26 с.). Вона ілюстрована 19-ма таблицями та 26-ма рисунками в тексті.

Робота виконана у відділі нафтогазової гідрогеології, геохімії та охорони гідросфери ІГГГК НАН України та НАК “Нафтогаз України” під керівництвом доктора геолого-мінералогічних наук, професора В. В. Колодія, якому здобувач щиро вдячний за консультації, постійну увагу та допомогу.

При написанні роботи автор користувався порадами кандидатів геолого-мінералогічних наук О. М. Гнилка, І. І. Грицика, Р. П. Паньківа, О. А. Приходька, М. І. Спринського, О. С. Щерби. Велику допомогу при оформленні дисертації надали О. Я. Пальчикова, Г. І. Олійник, М. Р. Татарко. Всім переліченим вище особам автор висловлює щиру подяку.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

ГЕОЛОГІЧНА БУДОВА І НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НГО

Регіон досліджень охоплює південно-східну частину Передкарпатського прогину, відому в літературі як Покутсько-Буковинське підняття, яке відмежоване з північного заходу Покутським розломом і знаходить своє продовження на теренах Румунії. Південно-східна границя досліджень торкалася кордону між Україною та Румунією. Згідно тектонічного районування Передкарпатського прогину за О. С. Вяловим, Г. Н. Доленком, В. В. Глушком регіон досліджень складений Зовнішньою та Внутрішньою зонами, а Внутрішня – Самбірсько-Рожнятівським та Бориславсько-Покутським покровами. Останній відомий як Покутські складки.

Донеогеновий фундамент Зовнішньої зони формують пізньопротерозой-палеозойські та мезозой-палеогенові відклади. Розмита поверхня різновікових порід фундаменту незгідно перекрита міоценовим комплексом верхніх молас. Самбірсько-Рожнятівський покров виповнений моласами раннього і середнього міоцену, що зірвані зі своєї основи і насунуті на Зовнішню зону. Покутські складки, що перекривають утворення Самбірсько-Рожнятівського покрову, представлені флішовими відкладами крейдового і палеогенового віку та нижніми моласами раннього міоцену,.

У південно-східній частині Передкарпатської НГО відкриті Красноїльське, Шереметівське, Чорногузьке, Ковалівське, Косівське, Яблунівське, Дебеславицьке, Пилипівське газові та Лопушнянське нафтове родовища. Поклади газових родовищ пов’язані з верхньобаденськими та нижньосарматськими пісковиковими пластами верхніх молас Зовнішньої зони. Газ родовищ характеризується високим вмістом метану (95-99 % об.) при незначній частці важких вуглеводнів та інших газів. Запаси найбільшого, Ковалівського родовища не перевищують 750 млн. м3.

Нафтові поклади Лопушнянського родовища скупчені у платформових теригенно-карбонатних породах-колекторах піднасуву Внутрішньої зони. Нафта родовища легка, високопарафіниста, із низькими вмістами сірки та асфальтенів. Початкові видобувні запаси нафти складають 6 млн. 400 тис. тон. В межах Покутських складок нафтоносними є ряд пісковикових горизонтів крейди та еоцену, що розроблялися на нафтопромислі Космач з кінця ХІХ ст. На даний час його запаси вичерпані.

ГІДРОГЕОЛОГІЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НГО

Гідрогеологічні дослідження А. Є. Бабинця, К. С. Гавриленко, В. В. Колодія, К. В. Макова, А. Ф. Романюка, С. З. Сайдаковського, Є. П. Студзінського, О. Д. Штогрин, В. М. Щепака проводились, головним чином, у північно-західній та центральній частинах Передкарпатської НГО, де відкрита і експлуатується значна кількість газових та нафтових родовищ. Гідрогеологічна вивченість південно-східної частини була не достатньо повною.

На основі досліджень ємкісно-фільтраційних характеристик порід-колекторів, їх водозбагаченості та гідрогеологічних умовин у водонапірному суббасейні південно-східної частини Зовнішньої зони нами виділені рифейсько-палеозойський, мезозойсько-нижньокайнозойський та верхньокайнозойський водоносні комплекси. Регіональним флюїдотривом між верхніми комплексами слугують гіпсово-ангідритові відклади тираської світи нижнього бадену. Спорадичні водоносні пласти із нижніх молас водонапірного суббасейну Самбірсько-Рожнятівського покрову віднесені до міоценового водоносного комплексу. Разом з тим глинисто-соленосні моласи покрову є регіональним флюїдотривом, що гідравлічно роз’єднує водонапірний суббасейн Зовнішньої зони та гідрогеологічний масив Покутських складок. У гідрогеологічному масиві Покутських складок виділено крейдово-еоценовий та олігоценовий водоносні комплекси, флюїдотривким розділом між якими є вапнисто-глинисті утворення бистрицької світи.

Водонапірний суббасейн південно-східної частини Зовнішньої зони Передкарпатського прогину представлений двома типами гідрогеохімічної зональності, існування яких обумовлено знаходженням водоносноих горизонтів у піднасуві Внутрішньої зони та поза покровами.

Води першого типу характеризуються спільними геохімічними ознаками: це, насамперед, висока мінералізація, яка сягає 325 г/л, хлориднокальцієвий тип (за В. О. Суліним), хлоридний кальцієво-натрієвий склад. Вони метаморфізовані та відзначаються високими значеннями хлор-бромного відношення. Разом з тим води збагачені рідкісними лужними елементами та стронцієм. Води із водоносних горизонтів, що знаходяться поза межами покровів Внутрішньої зони, порівняно невисокої мінералізації, яка зрідка перевищує 40 г/л та зростає при наближенні горизонтів до Стебницького насуву. Вони переважно сульфатно-хлоридного кальцієво-натрієвого складу. Збільшення їх метаморфізації пов’язане із фактором закритості та ізольованості структур.

Міоценовий водоносний комплекс водонапірного суббасейну Самбірсько-Рожнятівського покрову сформований солянками хлориднокальцієвого та хлоридномагнієвого типів хлоридного кальцієво-натрієвого складу з мінералізацією від 200 до 400 г/л. Згідно натрій-хлорного та хлор-бромного відношень вони представлені двома генетичними групами. У першій натрій-хлорне відношення перевищує 0,9, хлор-бромний показник сягає перших тисяч. Для другої характерні понижені відносно морської води значення цих коефіцієнтів.

Згідно геохімічних ознак води із водоносних горизонтів гідрогеологічного масиву Покутських складок представлені цими ж генетичними групами, що і солянки з молас Самбірсько-Рожнятівського покрову.

Базуючись на геохімічних характеристиках при застосуванні методів статистичного аналізу сукупність вод Лопушнянського нафтового родовища була розділена на три генетичні групи. Маломінералізовані відносно фону та збагачені SiO2 та SO4, води групи 1, що залягають у вигляді тонкої облямівки на водонафтовому контакті верхньоюрського покладу, ідентифіковано як суміші конденсаційно-солюційних та вод гідрогеохімічного фону. Наявність перших вказує на їх генетичний зв’язок з вуглеводнями та вивільнення із водо-нафтогазової суміші внаслідок стрибкоподібного зменшення величин термобарних параметрів. За первинний хімічний склад вод, розчинених у лопушнянській нафті в глибинних природних умовинах можна вважати характеристику води, отриманої шляхом відстоювання цієї нафти:

SO454 HCO344 Cl2

М0,68 —————————

Ca56 Na40 K4

Води групи 2 є сумішами давньоінфільтраційних вод із солянками вилуговування глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову та конденсаційно-солюційними водами. Вони характеризуються проміжними значеннями мінералізації, збагачені гідрокарбонатами та магнієм.

Формування вод групи 3 ми пов’язуємо з вилуговуванням на інфільтраційному етапі солей із молас Самбірсько-Рожнятівського покрову та наступною їх елізією у автохтонні платформові колектори.

Гідрогеохімічними особливостями Лопушнянського нафтового родовища є також збагаченість супутніх вод органічною речовиною, що позначається на високих вмістах Сорг. заг. та летких фенолів. Вміст водорозчинених летких фенолів та нафтенових кислот контролюється відстанню горизонту, що опробовувався, до нафтового покладу.

Геохімічними особливостями пластових вод газових родовищ південно-східної частини Передкарпатської НГО є підвищені відносно фону мінералізація, метаморфізація, збагаченість амонієм, бромом, йодом та радієм і збідненість сульфат-іоном. Методом кореляційного аналізу встановлено, що відповідні характеристики зберігають ознаки умовин формування цих вод та вказують на гідрогеологічну закритість чи ізольованість структур.

ВОДОРОЗЧИНЕНІ ТА ВІЛЬНІ ГАЗИ

Водорозчинені та вільні гази мезозойсько-нижньокайнозойського водоносного комплексу водонапірного суббасейну Зовнішньої зони азотно-метанового, вуглеводнево-метанового, азотно-вуглеводнево-метанового, зрідка метанового складів. Зі збільшенням глибини залягання горизонту у газах зростають частки важких вуглеводнів та азоту. Згідно аргон-азотного показника, який не перевищує 0,57 (для прісних вод він складає 2,68), встановлено, що основна частка водорозчиненого азоту глибоко занурених горизонтів не атмосферного походження. Тісна кореляція вмістів азоту із віком газоводоносних колекторів дає можливість стверджувати його метаморфічну генезу.

Зворотна кореляція частки метану із вмістами важких вуглеводнів та з віком газоводоносних колекторів розкриває диференціацію нафтогазової суміші внаслідок заповнення пасток Лопушнянської структури. В її результаті в нижніх горизонтах акумулюються нафта та гази з великою часткою важких гомологів метану, вище – легкі метанові гази, що обумовлено різними молекулярними масами, коефіцієнтами дифузії та сорбції відповідних компонентів.

Враховуючи закономірності диференціації вуглеводневих газів та високі частки метану (91-94 об. %) при обмежених кількостях важких вуглеводнів (0,4-5,0 об. %) та азоту, існує ймовірність знаходження нафти у верхньоюрських породах-колекторах Таталівського тектонічного блоку, пробуреного свердловиною Лопушна-13.

Водорозчинені гази верхньокайнозойського водоносного комплексу до глибини 500 м мають азотно-метановий, метаново-азотний, зрідка вуглекисло-метаново-азотний склади. На глибинах понад 500 м газ метановий, рідше азотно-метановий. Основні кількості азоту та діоксиду вуглецю у водорозчинених газах верхніх горизонтів комплексу атмосферного походження і пов’язані з підтоком інфільтраційних вод. Вік водорозчинених газів згідно показника Не·115/Ar (Савченко В. П., 1935; Козлов А. Л., 1950) не перевищує 1,4 млн. років. З глибини нижче 810 м вік водорозчинених газів становить 2,2-16,1 млн. років, що відповідає неогеновому періоду. Встановлена тенденція до зростання значень Не·115/Ar із збільшенням метаморфізації вод, що проявляється при зростанні закритості (ізольованості) структур. Вільні гази із газоводоносних колекторів цього комплексу в основному метанового складу.

У системах водорозчинених та вільних газів комплексу обернена кореляція частки метану із частками азоту і діоксиду вуглецю та глибиною залягання горизонту розкриває вплив газових покладів на компонентну складову фонових газів. Зворотний зв’язок між кількостями важких вуглеводнів та метану і прямий між першими та глибиною залягання горизонту вказує на диференціацію газових вуглеводнів при міграції і заповненні пасток.

При наближенні до газових покладів зростає газонасиченість вод і відповідно Рг/Рпл. Збільшення газонасиченості і Рг/Рпл у напрямку до диз’юнктивних порушень дозволяє встановити шляхи міграції газів.

ГЕОТЕРМОБАРНІ УМОВИНИ ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НГО

Згідно опублікованих даних по розподілу геотермічних параметрів на території досліджень (Осадчий В. Г. та ін., 1999) переінтерпретована схема розподілу значень середнього геотермічного градієнта південно-східної частини Передкарпатської НГО. Диференціація гідрогеотемпературного поля полягає у зростанні значень геотермічного градієнта від 1,0-1,5 до 2,5 0С/100 м з північного заходу на південний схід, що пов’язано з аномалією теплового поля у Передкарпатському прогині (Кутас Р. И., 1978). На загальному фоні також проявляється аномалія, приурочена до Лопушнянського нафтового родовища. Просторовий зв’язок ізоліній геотермічного градієнта із розломами вказує на вирішальну роль конвективно-дифузійного теплопереносу у формуванні гідрогеотемпературного поля.

Згідно розподілу температур у південно-східній частині Передкарпатської НГО геотемпературна аномалія, яка пов’язана з Красноїльським газовим родовищем, найчіткіше проявляється на зрізі -2000 м. Різниця температур між продуктивними і непродуктивними свердловинами тут сягає 13 0С.

Геотемпературна аномалія Лопушнянського нафтового родовища чітко фіксується на зрізах -4000 та -4500 м. Максимальні значення температур приурочені до склепіння брахіантиклінальної структури і зменшуються в напрямку її крил.

На термограмі горизонтів газових родовищ та суміжних площ підвищені відносно фону значення температур характерні для інтервалів розкриття газових покладів. Геотемпературна аномалія св. Замостя-2 обумовлена тепломасопереносом вздовж тектонічного порушення, з яким вона межує. З глибини вище 750 м будь-яких перевищень фонових значень не спостерігається, що викликано гідрогеологічною розкритістю надр та охолоджуючим впливом інфільтраційних вод.

Водоносні горизонти Внутрішньої зони південно-східної частини Передкарпатської НГО характеризуються пластовими тисками, близькими до умовних гідростатичних.

Пластові тиски із водоносних горизонтів Сторожинецького та Косівського блоків водонапірного суббасейну Зовнішньої зони, в основному, нижчі за умовні гідростатичні. Це пояснюється відсутністю потужних глинистих екранів, а також скидоподібними зміщеннями горизонтів. Окремі випадки їх наближення до умовних гідростатичних проявляються на глибинах до 500 м, що зумовлено власне гідростатичним напором інфільтраційних вод.

На побудованій схемі розподілу пластових тисків верхньобаденського водоносного горизонту, приведених до відмітки -500 м, спостерігається їх зростання у південно-східному напрямку а також при наближенні до диз’юнктивних порушень. У регіональному плані простежується залежність між величинами пластових тисків та температур. Відхилення від вказаної вище залежності зумовлені ступенем гідрогеологічної і термобарної ізольованості та розвантаженням нагрітих флюїдів на ділянках п’єзомінімумів, часто до яких тяжіють поклади газових родовищ.

Пластові тиски у водоносних горизонтах піднасуву Внутрішньої зони у більшості випадків значно перевищують умовні гідростатичні (коефіцієнт надгідростатичності – Pпл/Pуг сягає 1,5). Час зниження надгідростатичного тиску до гідростатичного, визначений за методикою, яка враховує потужність глинистого флюїдотриву та його коефіцієнт фільтрації (Линецкий В. Ф., 1959), для нашого випадку становить 6,5 млн. р. Враховуючи післябаденський час формування Самбірсько-Рожнятівського покрову і існування його понад 12 млн. р., первинні надгідростатичні пластові тиски, що утворилися в результаті елізії з глинисто-соленосних молас, до цього часу знизилися би практично до гідростатичних. Чинником поновлення надгідростатичних пластових тисків у водоносних горизонтах піднасуву Внутрішньої зони ми вважаємо неотектонічні процеси, що ведуть до пружно-пульсаційного механізму міграції флюїдів.

Пластові тиски верхньокрейдового водоносного горизонту Лопушнянського нафтового родовища, розраховані до відмітки -4000 м, закономірно зростають від центру до периферії структури. В цей же час ділянка п’єзомінімуму характеризуються температурним максимумом. Простежується також одновекторна спрямованість їх осей. Таке поєднання обумовлене розвантаженням флюїдів у зонах п’єзомінімумів, що призводить до переносу значної кількості тепла.

ПОХОДЖЕННЯ І УМОВИНИ ФОРМУВАННЯ ПІДЗЕМНИХ ВОД ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НГО

Значна роль у формуванні, збереженні та руйнуванні покладів нафти та газу належить підземним водам. Оскільки нафтогазоутворення і нафтогазонакопичення пов’язують із минулими етапами в історії розвитку водонапірних басейнів, суттєвого значення набуває вивчення їх палеогідрогеологічних умовин.

Для встановлення генези підземних вод південно-східної частини Передкарпатської НГО застосований палеогідрогеологічний метод, який базується на використанні широкого спектру палеогеографічних, палеотектонічних, палеогідродинамічних, геохімічних, літологічних і гідрогеохімічних ознак. Для водонапірного суббасейну Зовнішньої зони і Самбірсько-Рожнятівського покрову та гідрогеологічного масиву Покутських складок побудовані історико-гідрогеологічні графіки з виділенням гідрогеологічних циклів, а в їх межах елізійних та інфільтраційних етапів. Вперше виділений динамо-елізійний етап, чинником елізійних процесів у якому виступають геодинамічні та вторинні геостатичні навантаження, зумовлені насувотвірними рухами.

Згідно палеогідрогеологічних реконструкцій та сучасних геохімічних ознак (зокрема надвисоких значень хлор-бромного відношення) встановлено, що формування підземних вод піднасуву Внутрішньої зони пов’язане з вилуговуванням на інфільтраційному етапі хлоридних солей із глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівської підзони та наступним їх витисканням у платформові колектори на динамо-елізійному етапі. За підрахунками, води, витисненої із молас, при їх зануренні до глибини 3-4 км та сучасній потужності 600-900 м, було достатньо для заповнення порід-колекторів потужністю до 2,5 км. Їх метеорна генеза підтверджується низькими значеннями ?D та ?18О (Колодий В. В., Койнов И. М., 1984).

Води горизонтів суббасейну Зовнішньої зони, що знаходяться поза межами покровів, за генезою, головним чином, давньо- та сучасноінфільтраційні. Сучасна інфільтрація сягає глибини 800 м, на що вказують гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні ознаки.

Високомінералізовані солянки водонапірного суббасейну Самбірсько-Рожнятівського покрову та гідрогеологічного масиву Покутських складок представлені двома генетичними типами. Генеза першого пов’язана із згущенням морської води, генеза другого давньоінфільтраційна.

Сприятливими умовинами для збереження вуглеводневих скупчень є переважання тривалості етапів елізійного водообміну над інфільтраційним протягом циклів гідрогеологічного розвитку. Для водонапірного суббасейну Зовнішньої зони встановлено значне переважання тривалостей та інтенсивностей давніх інфільтраційних водообмінів над елізійними. Виходячи з цього, формування вуглеводневих скупчень припадає на останній гідрогеологічний цикл, елізійний етап якого закінчився у ранньосарматський вік, а інфільтраційний та динамо-елізійний тривають і зараз.

Руйнування покладів нафти і газу проходить, головним чином, на інфільтраційних етапах гідрогеологічної історії і може здійснюватись як механічним (вимиванням покладів), так і за рахунок біохімічного окиснення вуглеводнів сульфатами. Для вивчення умовин збереження покладів більшого значення набуває визначення масштабів окиснення, тому що сульфати в тих чи інших кількостях присутні у складі більшості підземних вод.

Оскільки піднасув Внутрішньої зони характеризується квазізастійним гідрогеологічним режимом та високими температурами (> 90 0С), які відповідно унеможливлюють привнесення сульфатів та життєдіяльності бактерій, біохімічне руйнування в межах території досліджень можливе тільки для глибин поширення покладів газових родовищ. Час окиснення газових покладів, обчислений згідно методики (Карцев А. А. и др., 1969), яка враховує швидкість руху підземного потоку, площу газоводяного контакту, вміст сульфатів у воді, запас газу в покладі та коефіцієнт швидкості реакції окиснення, не перевищує 1,9 млн. років. Виходячи з короткотривалого часу збереження, можна стверджувати дуже молодий (пліоцен-четвертинний) вік формування газових родовищ південно-східної частини Передкарпатської НГО.

ГІДРОГЕОЛОГІЧНІ КРИТЕРІЇ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ ПІВДЕННО-СХІДНОЇ ЧАСТИНИ ПЕРЕДКАРПАТСЬКОЇ НГО

Локальними прямими гідрогеохімічними критеріями нафтоносності в межах регіону досліджень є наявність маломінералізованих відносно фону конденсаційно-солюційних вод та збагаченість супутніх вод нафтових покладів водорозчиненою органічною речовиною.

Висока мінералізація вод, метаморфізація, хлориднокальцієвий тип, низькі значення коефіцієнта сульфатності та збагаченість NH4, Br, J, - загальні побічні критерії нафтоносності, які розкривають сприятливі передумови для збереження нафтових покладів.

Варто зауважити, що поклади газових родовищ південно-східної частини Передкарпатської НГО скупчені як у зоні утрудненого так і активного водообміну (гідрогеологічно ізольовані структури). Поєднання підвищеної мінералізації, метаморфізації, збагаченості амонієм, бромом, йодом та радієм та збідненості сульфат-іоном підземних вод є локальною побічною ознакою газоносності для зони активного водообміну. Для зони утрудненого водообміну таке поєднання – це регіональна побічна ознака.

Локальними прямими газогідрогеохімічними ознаками нафтоносності в межах регіону досліджень є висока частка у водорозчинених газах важких гомологів метану (CH4/ВВ ? 10) при обмеженій кількості азоту (? ,5 об %.). Згідно газогідрогеохімічних ознак та закономірностей диференціації вуглеводневих газів існує висока ймовірність знаходження нафти у верхньоюрських колекторах Таталівського тектонічного блоку, пройденого свердловиною Лопушна-13.

Газогідрогеохімічними критеріями наявності покладів газу є високий вмісту водорозчинених газах метану (? об.при незначній частці азоту (? об %.). Зі збільшенням глибини ці показники змінюються відповідно до 90% об. та 8 об. %. Газонасиченість вод продуктивних структур понад  см3/л, Рг/Рпл ? ,3. До загальних побічних ознак газоносності віднесене значення коефіцієнта He·115/Ar, яке, при значенні понад 2, вказує на гідрогеологічно закриті (ізольовані) структури.

Локальним побічним критерієм нафтогазоносності в межах регіону досліджень є тяжіння продуктивних структур до ділянок поєднання температурних максимумів та п’єзомінімумів.

ВИСНОВКИ

1. На прикладі південно-східної частини Передкарпатської НГО комплексом гідрогеологічних досліджень розкриті закономірності формування та збереження покладів нафти та газу, встановлені гідрогеологічні критерії нафтогазоносності, що можуть мати прикладне застосування для пошуків родовищ вуглеводнів у глибоко занурених горизонтах піднасуву Внутрішньої зони. Методом палеогідрогеологічних реконструкцій з’ясовано генезу та умовини формування підземних вод.

2. Гідрогеохімічна зональність водонапірного суббасейну Зовнішньої зони представлена двома типами, існування яких обумовлено знаходженням водоносних горизонтів під покровами Внутрішньої зони та поза ними.

Води першого типу характеризуються хлоридним кальцієво-натрієвим складом, високою мінералізацією (до 325 г/л), надвисокими значеннями хлор-бромного відношення, метаморфізацією та збагаченістю мікроелементами. Виходячи з палеогідрогеологічних реконструкцій та сучасних геохімічних ознак генезу цих вод пов’язано із вилуговуванням глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову інфільтраційними водами та наступною їх елізією у платформові породи-колектори. Згідно розрахунків, стовп солянок, витиснених із молас покрову, сягнув 252 м та заповнив породи-колектори потужністю до 2,5 км.

Мінералізація вод із водоносних горизонтів, що знаходяться поза межами покровів, зрідка перевищує 40 г/л, а їх іонно-сольовий склад обумовлений, головним чином, процесами давньої та сучасної інфільтрації. Сучасна інфільтрація сягає глибини 800 м, на що вказують гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні ознаки.

3. Маломінералізовані відносно фону та збагачені SO4 та SiO2 води, що залягають тонкою облямівкою на водонафтовому контакті верхньоюрського покладу Лопушнянського родовища, ідентифіковано як суміші конденсаційно-солюційних та вод гідрогеохімічного фону. Наявність перших вказує на їх вивільнення із водо-нафтогазової суміші внаслідок стрибкоподібного зменшення термобарних параметрів.

4. Методом газогідрогеохімічного аналізу із застосуванням математичної статистики встановлено зростання частки важких вуглеводнів у газах з глибиною як у порівнянні між окремими родовищами, так і між покладами в межах одного родовища. Наявна зональність, на нашу думку, є наслідком вертикальної міграції газової суміші та наступного розділення її складової при заповненні пасток. Збільшення газонасиченості вод і відповідно Pг/Pпл у напрямку диз’юнктивних порушень вказують шляхи міграції газів.

5. Проаналізований фактичний матеріал дає можливість стверджувати, що потужності глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову недостатньо для збереження надгідростатичних пластових тисків у водоносних горизонтах піднасуву Внутрішньої зони. Причиною поновлення надгідростатичних пластових тисків є неотектонічні процеси, що забезпечують енергетично пружно-пульсаційний механізм міграції флюїдів. Саме цим процесам належить основна роль у формуванні вуглеводневих скупчень у південно-східній частині Передкарпатської НГО.

6. Зв’язок нафтових покладів Лопушнянського родовища із ділянкою п’єзомінімуму та термомаксимуму зумовлений вертикальними перетоками прогрітої водонафтової суміші вздовж периферійних диз’юнктивних порушень та розвантаженням у розущільнених колекторах склепіння горст-антиклінальної структури.

7. Формування вуглеводневих скупчень південно-східної частини Передкарпатської НГО припадає на останній цикл гідрогеологічного розвитку, що триває від карпатію дотепер. Теоретично обрахований час біохімічного зруйнування газових покладів не перевищує 1,9 млн. років.

8. Гідрогеологічними критеріями нафтоносності південно-східної частини Передкарпатської НГО є наявність конденсаційно-солюційних вод, збагаченість супутніх вод розчиненою органічною речовиною та висока частка у водорозчинених газах важких гомологів метану (CH4/ВВ ? , при кількості азоту ? ,5 об. %).

9. Поєднання підвищеної мінералізації, метаморфізації, збагаченості амонієм, бромом, йодом і радієм та збідненості сульфат-іоном підземних вод – локальна побічна ознака газоносності для зони вільного водообміну регіону досліджень. Для зони утрудненого водообміну – це регіональна побічна ознака.

Газогідрогеохімічними критеріями наявності покладів газу є високий вміст у водорозчинених газах метану (? об. %) при незначній частці азоту (? об. %). Зі збільшенням глибини залягання ці показники змінюються відповідно до 90 % об. та 8 об. % Газонасиченість вод перспективних структур ?  см3/л, Pг/Pпл = ,3.

СПИСОК ПРАЦЬ, ОПУБЛІКОВАНИХ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ

1. Гарасимчук В. Ю. Гідрогеохімічні особливості Лопушнянського нафтового родовища (піднасув Покутсько-Буковинських Карпат) // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2001. – №3. – С. 77–87.

2. Гарасимчук В. Ю., Колодій В. В. Походження і умовини формування підземних вод Лопушнянського нафтового родовища у південно-східній частині Передкарпатського прогину // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2002. – №3. – С. 21–36. (Особистий внесок – збір, систематизація, математичне і графічне опрацювання, інтерпретація геологічних та гідрогеохімічних даних).

3. Гарасимчук В. Ю. Водорозчинені та вільні гази південно-східної частини Зовнішньої зони Передкарпатського прогину // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2003. – №1. – С. 50–63.

4. Гарасимчук В. Ю., Колодій В. В. Геотермобарні умовини осадової товщі південно-східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2003. – №2. – С. 7–18. (Особистий внесок – аналіз і узагальнення даних стосовно Лопушнянського нафтового родовища).

5. Гарасимчук В. Ю., Величко Н. З. Газогідрогеохімічні критерії нафтоносності автохтону південно-східної частини Передкарпатського прогину // Сучасні проблеми геологічної науки. – К.: НАН України, Інститут геологічних наук. – 2003. –С. 129–132. (Особистий внесок – обгрунтування газогідрогеохімічних ознак нафтоносності).

6. Гарасимчук В. Ю., Величко Н. З. Походження і умовини формування підземних вод південно-східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області // VIII наук. конф. молодих вчених та спеціалістів ІГГГК НАН України та НАК “Нафтогаз України”. – Львів: ІГГГК НАН України. – 2003. – С. 37–39. (Особистий внесок – типізація підземних вод, дослідження палеогідрогеологічних умовин).

Гарасимчук В. Ю. Гідрогеологічні умови південно-східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області. – Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук за спеціальністю 04. 00. 17 – геологія нафти і газу. Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафтогаз України”. Львів, 2004.

На основі комплексного гідрогеологічного аналізу досліджено гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні умовини південно-східної частини Передкарпатської НГО. В межах водонапірного суббасейну південно-східної частини Зовнішньої зони встановлені два типи гідрогеохімічної зональності, залежно від знаходження водоносних горизонтів під покровами Внутрішньої зони та поза ними. Базуючись на палеогідрогеологічних реконструкціях та сучасних геохімічних ознаках з’ясована генеза вод обох типів зональності. Формування вод першого типу пов’язане із вилуговуванням глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову та витисканням вод у платформові колектори. Води другого типу належать до давньо- та сучасних інфільтраційних. У продуктивних горизонтах Лопушнянського нафтового родовища встановлена наявність маломінералізованих відносно гідрогеохімічного тла конденсаційно-солюційних вод, генеза яких пов’язана із формуванням покладів.

Висвітлена роль нафтогазонагромадження у створенні гідрогеотермобарних аномалій, яка полягає у тяжінні вуглеводневих скупчень до ділянок термомаксимумів та п’єзомінімумів. Виходячи із гідрогеохімічних, газогідрогеохімічних та термобарних особливостей продуктивних структур обгрунтовані критерії нафтогазоносності. Методом палеогідрогеологічного аналізу окреслено час формування та збереження вуглеводневих покладів.

Ключові слова: водонапірний суббасейн, гідрогеологічні умовини, конденсаційно-солюційні води, гідрогеохімічна зональність, палеогідрогеологія, вилуговування, витискання, нафтогазонагромадження, геотермобарні аномалії, критерії нафтогазоносності.

Гарасимчук В. Ю. Гидрогеологические условия южно-восточной части Предкарпатской нефтегазоносной области. – Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геологических наук по специальности 04.00.17 – геология нефти и газа. Институт геологии и геохимии горючих ископаемых НАН Украины и НАК “Нафтогаз України”.

Гидрогеологические условия южно-восточной части Предкарпатской НГО исследованы комплексным анализом, который включает гидрогеохимические (макро- и микрокомпонентный состав подземных вод), газогидрогеохимические (состав и парциальные давления водорастворенного газа), термобарические (температуры и давления пластовых вод) а также палеогидрогеологические (условия формирования вод) изыскания.

Для водонапорного суббасейна южно-восточной части Внешней зоны Предкарпатского прогиба установлены два типа гидрогеохимической зональности, наличие которых обусловлено распространением водоносных горизонтов как под покровами Внутренней зоны прогиба, так и вне их. Для вод первого типа характерны высокая минерализация (до 325 г/л), хлоридный кальциево-натриевый состав, метаморфизация в прямом направлении и высокие значения хлор-бромного отношения. Они обогащены редкими щелочными элементами и стронцием. Минерализация вод из горизонтов вне покровов изредка превышает 40 г/л, а ее значения поднимаются с приближением к Стебницкому надвигу. Эти воды сульфатно-хлоридного кальциево-натриевого состава, практически неметаморфизованы. Базируясь на палеогидрогеологических реконструкциях и современных геохимических характеристиках установлено, что формирование вод первого типа связано с выщелачиванием глинисто-соленосных моласс Самборско-Рожнятовского покрова и с последующим выжиманием в нижележащие породы-коллектора. Генезис вод второго типа древне- и современноинфильтрационный.

Маломинерализированные относительно гидрогеохимического фона и обогащенные SO42- и SiO2 воды, залегающие тонкой оторочкой на водонефтяном контакте верхнеюрской залежи Лопушнянского нефтяного месторождения, идентифицированы как смеси конденсационно-солюционных вод и вод фона.

Ионно-солевой состав высокоминерализированных (200–400 г/л) рассолов водоносных горизонтов Внутренней зоны обусловлен как концентрированием морской воды, так и выщелачиванием солей из нижних моласс.

Газогидрогеохимическая зональность водонапорного суббасейна Внешней зоны проявляется в возрастании с глубиной количества тяжелых углеводородов и азота. Исходя из значений аргон-азотного коэффициента, который не превышает 0,57 (для пресных вод он составляет 2,68), установлено, что большая часть азота газов глубоких горизонтов имеет метаморфическое происхождение. Газогидрогеохимическими особенностями Лопушнянского нефтяного месторождения является высокая доля гомологов метана (CH4/ТУ ? ) при содержании азота ? ,5 об. %.

Основная часть водорастворенных азота и углекислоты в гидрогеологически раскрытых структурах связаны с подтоком современных инфильтрационных вод. В водах, контактирующих с залежами газа, содержание метана превышает 96 об. % при количестве азота не более 3 об. %. С глубиной эти показатели увеличиваются к 90 и 8 об. % соответственно, что обусловлено дифференциацией углеводородных газов вследствие субвертикальной миграции. Относительная газонасыщенность вод (Pг/Pпл) продуктивных структур больше 0,3. Повышение значений газонасыщенности по направлению к дизъюнктивным нарушениям указывает на пути миграции углеводородных газов.

Геотермическая зональность южно-восточной части Предкарпатской НГО проявляется в повышении значений среднего геотермического градиента с северо-запада на юго-восток, что обусловлено аномалией теплового поля в ее крайней южно-восточной части. Пространственная связь изолиний повышенных значений геотермического градиента с разломами указывает на преобладающую роль конвективно-дифузионного теплопереноса.

Пластовые давления в водоносных горизонтах поднадвига Внутренней зоны существенно превышают условные гидростатические (Pпл/Pуг достигает 1,5). Согласно расчетам, мощности Самборско-Рожнятовского покрова недостаточно для удержания сверхгидростатических пластовых давлений, возникающих в результате выдавливания вод из глинистых моласс в платформенные породы-коллектора. Фактором их возобновления могут быть неотектонические процессы, ведущие к упруго-пульсационному механизму миграции флюидов.

Исходя из гидрогеохимических, газогидрогеохимических, термобарических и палеогидрогеологических особенностей, установлено, что формирование нефтяных и газовых залежей южно-восточной части Предкарпатской НГО происходило вследствие миграции высокотермальной водо-углеводородной смеси по разуплотненным зонам дизъюнктивных нарушений и разгрузки на участках пьезоминимумов во время последнего цикла гидрогеологического развития.

Harasymchuk V. Yu. Hydrogeological conditions of south-eastern part of the Precarpathian oil-gas-bearing region. – Manuscript.

Dissertation for a Candidate’s degree on speciality 04.00.17 – geology of oil and gas. Institute of Geology & Geochemistry of Combustible Minerals of National Academy of Sciences of Ukraine and National Joint-Stock Company “Naftogaz of Ukraine”. Lviv, 2004.

On the basis of complex hydrogeological analysis the hydrogeochemical, gas- hydrogeochemical and thermobaric conditions of south-eastern part of the Precarpathian oil- and gas-bearing region were studied. Within the water subbasin of south-eastern part of the Outer Zone two types of hydrogeochemical zonality were distinguished depending on the location of water horizons under the covers of the Inner Zone and outside them. Based on the paleohydrogeological reconstructions and on the modern geochemical signs, genesis of waters of both types of zonality was ascertained. The formation of water of the first type is connected with a leaching of clay-salt-bearing molasses of the Sambir-Rozhnyativ cover and water pressing out into platform reservoirs. Waters of the second type belong to the ancient and the modern infiltrogenous ones. In producing horizons of the Lopushna oil field the existence of low-mineralized condensation-solution waters in respect to hydrogeochemical background genesis of which is connected with the deposit formation.

The role of oil and gas accumulation in the formation of hydrogeothermobaric anomalies was ascertained which is in gravitation of hydrocarbon accumulations towards the areas of thermomaxima and piezominima. Proceeding from hydrogeochemical, gas- hydrogeochemical and thermobaric features of producing structures, the criteria of oil and gas presence were