Структурно-стратиграфічні і літолого-геохімічні критерії нафтогазоносності глибокозанурених відкладів Дніпровсько-Донецької западини

В Прип'ятському прогині незгідне залягання верхньої (верхньофаменської) солі на міжсольових відкладах також фіксується через виклинювання міжсольових відкладів на його окраїнах. В ДДЗ, де верхня сіль відкладалася тільки в окремих районах, передверхньофаменська перерва тривала довше і її результати є контрастнішими.

Загалом надсольові відклади розповсюджені ширше, ніж міжсольові, через присутність в приосьових районах.

Із надсольових відкладів отримана максимальна в девоні кількість значних нафтопроявів. Не виключено, що перспективи нафтогазоносності надсольової товщі в основному визначаються наявністю в тому чи іншому районі пограничних відкладів девону - карбону, як потужної екрануючої товщі. Якраз в контурі її розповсюдження припливи вуглеводнів отримані навіть в зонах переважного розвитку ефузивних або червонокольорових континентальних фацій надсольової товщі.

Пограничні девонсько-кам`яновугільні відклади. Неповна товщина цих відкладів в окремих свердловинах досягає 1500 - 1900 м. Нашими дослідженнями уточнений ареал їх розповсюдження, значно розширений за рахунок нових районів на півночі і заході регіону. На захід від лінії Яблунівка-Погарщина вони, імовірно, представлені континентальними фаціями. В області розповсюдження червоноцвітів ці відклади накопичувалися в окисній обстановці і підстилаються, як правило, континентальними і ефузивними утвореннями верхнього фамену. Мабуть в цих умовах існування в них покладів ВВ малоймовірно.

Погранична товща складається з більських і руденківських шарів, розділених поверхнею незгідності, які залягають незгідно на підстилаючих утвореннях і які також незгідно покриваються турнейськими відкладами. Вона мабуть має свій самостійний структурний план, а тому пошук оптимальних умов залягання і сприятливих пасток для нафти і газу в ній також є самостійним завданням. Добре проявляються властивості товщі як екрана. Її нижня частина ( більські шари) представлена переважно аргілітами, через що безпосередньо під нею відмічаються скупчення газу. В усіх випадках товщі, які вміщують поклади, а також більські шари, що їх покривають, утворюють замкнуті структурні форми. Тобто, сприятливими умовами для скупчення покладів ВВ є наявність пограничних відкладів як екрана і наявність пасток в підстилаючих відкладах.

Турнейські відклади морського походження раніше поділялися на дві товщі - карбонатну, яка відповідає малєвському і упінському горизонтам платформи і зонам С1tb - C1tc Донбасу, і піщану, яка паралелізувалася з верхньотурнейським під 'ярусом і зоною С1td Донбасу.

В континентальних фаціях виділялися каолінова (червонокольорова) і вугленосна (сіробарвна) товщі. За новим фактичним матеріалом таке розчленування, а отже і детальна кореляція цих відкладів, недостатньо обґрунтовані. Зараз нами турнейські відклади поділяються на три різновікові комплекси, котрі розвинуті як в зоні розповсюдження морських, так і континентальних утворень.

Верхня товща в западині раніше не виділялася. Вона паралелизується з кізеловськими відкладами центральних районів Східно-Європейської платформи, розкрита свердловинами в середній частині західної половини регіону і представлена тут в основному вугленосною теригенною формацією. Через глинисті і глинисто-карбонатні утворення аналоги кізеловської товщі поступово переходять в карбонатні. В ній неможливо виділити літологічно витримані пачки і пласти і її необхідно розглядати як єдиний потенціально продуктивний горизонт Т-1.

Друга (середня) товща турнейських відкладів западини відповідає черепетському горизонту і зоні С1tс Донбасу. В межах зони розповсюдження континентальних її аналогів вона названа бокситоносною товщею, в зоні морських фацій - піщано-карбонатною. Як в морських так і континентальних відкладах значно поширені пісковики. Але вони не утворюють стабільних, витриманих по простяганню пачок і черепетські відклади повинні об'єднуватися в єдиний продуктивний горизонт Т-2.

Третя (нижня) товща відповідає нижньотурнейському під`ярусу в складі малєвського і упінського горизонтів. В західній і північній прибортовій частинах регіону, де ці утворення відкладалися в континентальних умовах, вони представлені, головним чином, пісковиками, а в розрізах перехідного типу (Краснозаярська, Сагайдацька площі) - чергуванням пісковиків, аргілітів і карбонатів. На схід їх змінюють переважно карбонатні розрізи. Можна стверджувати, що немає ні одної пачки порід в нижньотурнейських відкладах, яка витримувалася би в морських чи континентальних розрізах. Це дає підстави присвоїти відкладам, які є продуктивними, індекс продуктивного горизонту Т-3.

Візейські відклади. На відміну від узаконеного поділу візе на два під`яруси, ми ділимо його на три під`яруси.

Нижньовізейські утворення западини синхронні з єлховськими і радаєвськими відкладами центральних районів платформи. В зоні розповсюдження вугленосних континентальних фацій нижня частина товщі часто представлена пісковиками, утворюючи так званий продуктивний горизонт В-26. Але така літологія витримується не повсюдно, навіть в місцях поширення осадків континентального типу. В районі розвитку морських фацій ці відклади представлені вапняками, утворюючи чіткі карбонатні ритмопачки, які добре простежуються.

До середньовізейського під'ярусу відносимо нижньотульський (ХІІІ МФГ) і верхньотульський (ХІІа МФГ) підгоризонти. Породи першого з них відкладалися в морських умовах і зазвичай представлені карбонатами. Нагромаджувалися вони в умовах декількох трансгресій, які послідовно змінювалися, переривалися короткочасними регресіями (наявність безкарбонатних аргілітів, “ кучерявчиків” і іншого ), а тому товща складена добре витриманими карбонатними пачками, які простежуються по простяганню. В її складі виділяються продуктивні горизонти В-24, В-25. Залягають ці відклади на підстилаючих породах незгідно.

Верхньотульські утворення (глиниста товща ) відкладалися, очевидно, в глибоководніших умовах, ніж підстилаючі їх нижньотульські карбонати. Їх товщина в регіоні залежить, головним чином, від глибини передверхньовізейського розмиву. Вона різко зростає в напрямку Бажківка-Харківці-Мачуха-Горобці-Руденки через з'яву молодших пачок, яких немає на захід і південь від цієї лінії. Розріз глинистої товщі представлений чергуванням глинистих і піщано-глинистих пачок. В ній виділяються продуктивні горизонти (пачки) В-23, В-22, В-21. Є потенціальна можливість виявлення молодших піщано-глинистих пачок, які можуть бути продуктивними.

Верхньовізейські відклади (ХІІ, ХІ МФГ) на більшій частині западини детально розчленовані. Виділені поліфаціальні пачки, які відповідаючи окремим етапам окської трансгресії, ритмічно повторюються в розрізі і витримуються майже на всій території регіону. В цілому проведені границі між продуктивними горизонтами верхнього візе близькі до прийнятих у виробничих підприємствах. Площі розповсюдження горизонтів послідовно скорочуються зверху вниз, що є безсумнівним свідченням наявності перерви в основі верхньовізейської товщі і поступового розвитку в регіоні верхньовізейської ( окської ) трансгресії зі сходу на захід.

Головними концепціями стратиграфії турне і візе і кореляції продуктивних горизонтів є: 1) поділ турнейських відкладів на три стратони - малєвсько-упінську (лихвінську), черепетську і кізеловську товщі; 2) поділ візейських відкладів на три під'яруси; 3) доведення наявності значної перерви між нижнім і середнім під'ярусами; 4) наявність незгідності і перерви між середнім і верхнім під'ярусами.

Турнейські відклади. Найбільші поклади в нижньотурнейських відкладах виявлені в зоні розвитку чисто морських карбонатних фацій. Газові поклади в межах Гнатівського і Багатого піднять приурочені до Горобецько-Мачуського, Гнатівсько-Руденківського і Багатого палеовиступів. Перспективними для виявлення нових покладів є Горобецько-Мачуський, Ковпаківський, Катерининський і Затишнянсько-Шандрівський палеовиступи, периферійні частини Новогригорівського підняття. Тут відмічається виклинювання турнейських відкладів і створюються сприятливі умови для формування структурно-літологічних пасток, а також найсприятливіші умови для розвитку біогермних утворень і тріщинності.

Черепетські відклади в зоні розповсюдження континентальних фацій перспективні, головним чином, в умовах замкнутих структур, де поклади можуть екрануватися кізеловською глинистою або верхньою (нижньотульською) карбонатною товщами. Перехідні відклади можна вважати перспективними, в першу чергу, на замкнутих і напівзамкнутих структурах. Найперспективнішим є район Срібнянської і Жданівської депресій, де ці відклади покриваються глинистою кізеловською товщею. До таких родовищ відноситься Яблунівське.

Кізеловські відклади виділені в регіоні тільки в останній час, в зоні континентальних ( вугленосних ) і перехідних фацій. Площа розповсюдження цих утворень значно скорочена в порівнянні з черепетськими відкладами. Проблема пошуків в них покладів нафти і газу стає проблемою великих глибин.

Візейські відклади. Нижньовізейська товща в зоні розповсюдження болотних фацій представлена великою кількістю пісковиків, а тому не є сприятливою для формування покладів нафти та газу в пастках літологічного типу. Тут поклади вуглеводнів приурочені до піднять.

В зоні поширення морських фацій покладів нафти і газу в нижньовізейській товщі не виявлено, що в значній мірі можна пояснити відсутністю колекторів. Інтерес у цьому зв'язку представляють ділянки в південній прибортовій частині, де глинисто-вапнякова товща цих утворень в значній мірі заміщується пісковиками і на здиманні обмежується передтульським розмивом.

В середньовізейському під`ярусі нижньотульська (верхня карбонатна) товща на більшій частині території представлена карбонатами з прошарками аргілітів. В рідкісних випадках в карбонатах спостерігаються лінзи пористих пісковиків барового типу, а на сході регіону в південній прибортовій його частині відмічаються вузькі піщані тіла конусів виносу палеорік. Припливи вуглеводнів з цих відкладів отримані там, де вони представлені карбонатними фаціями. Очевидно ці карбонати є значним резервом для виявлення нових покладів і вони, мабуть, є генераторами вуглеводнів.

Верхньотульська (глиниста) товща є важливим осадочним комплексом для пошуків нафти і газу. Широке розповсюдження і велика товщина (до 800 м ), наявність добрих покришок висуває її в число найважливіших самостійних перспективних об'єктів. Характерною особливістю глинистої товщі є лінзовидне залягання в ній піщаних тіл-колекторів, тому поклади в ній виявлені як в межах замкнутих піднять, так і на моноклінальних схилах. Вельми важливим на найближчу перспективу є вивчення стратиграфії потужної німої товщі розкритої на Солохівській і Опішнянській структурах під верхньовізейськими породами. Якщо ця товща виявиться верхньотульською, як про це свідчать дані палінології, то й нафтогазоносний потенціал в східній частині регіону значно зросте.

Шарувато-зональний розподіл фізичних властивостей порід як відображення тектонічного режиму, пульсаційного розвитку Землі і літолого-фаціальних змін

Зони розтягання (розущільнення ), які чергуються з зонами стиснення (ущільнення ), в осадочному чохлі ДДЗ були вперше виявлені автором на графіках зміни відкритої пористості, газопроникності і щільності порід від глибини їх залягання при дослідженні структур південно-східної частини південної прибортової зони западини і інформація про них викладена в наукових звітах і публікаціях. Це відкриття називалося тоді чергуванням зон з поліпшеними і погіршеними колекторськими властивостями і пояснювалося тектонічними причинами. Тобто тоді вперше була встановлена своєрідна синусоїдоподібна форма зміни відкритої пористості і проникності порід з глибиною і стосується вона як теригенних, так і карбонатних порід.

До 1975 - 1977 років такі зони при вивченні колекторських властивостей порід не фіксувалися з методичних причин. Дослідників цікавили загальні закономірності зміни пористості і проникності, а не зміни в окремих розрізах. Тому на графік наносилася велика кількість визначень указаних параметрів для площі або декількох площ і, таким чином, виходила спотворена картина поступового, але неухильного зниження місткісних і фільтраційних властивостей порід залежно від глибини залягання.

Такі графіки не давали відповіді на питання як змінюється з глибиною пористість, проникність, щільність в розрізах окремих свердловин або в межах невеликих тектонічних блоків. Тобто надмірне захоплення узагальненням без детального вивчення частковостей завадило встановленню істини. Для виправлення цього нами окремо проведені дослідження декількох сотень розрізів параметричних, пошукових і розвідувальних свердловин на структурах південної, північної прибортових і приосьової зон западини. Причому, крім побудови вказаних графіків виконувалося також детальне літолого-фаціальне вивчення розрізу і особливостей геологічного розвитку структур.

Головним структурним елементом прибортової зони на ділянці Зачепилівська площа - Орельський виступ є Зачепилівсько-Голубівський або Зачепилівсько-Іллічівський вал, який має асиметричну будову. Його південне крило коротке, круте, зрізане розривним порушенням. Місцезнаходження і простягання цього порушення збігається з крайовим розломом фундаменту. Але його походження зазвичай пов'язується не тільки з рухами блоків фундаменту, а і з соляною тектонікою. Північне крило валу пологе, широке. Воно поступово переходить в монокліналь ускладнену дрібними локальними структурними формами. До них з півночі прилягає низка соляних штоків і супроводжуючих їх піднять, серед яких Суходолівське і Розумівське. Вони утворюють другий Суходолівсько-Розумівський вал, пов'язаний з іншим крупним порушенням фундаменту, яке відділяє прибортову ступінь. Цей вал мало вивчений і його продовження дальше на схід тільки передбачається. Поперечною структурою на ступені є Суходолівсько-Нехворощанський виступ.

Вивчення розрізів девону говорить про різний вік зародження південного крайового розлому. Західні райони ( Підгорянська, Зачепилівська площі ) опускалися вже в франський час, а східні - в фаменський, а тому основні структурні елементи досліджуваного району пов'язані, мабуть, з цими розломами. Між ними розташована Руденківсько-Орельська прибортова моноклінальна ступінь. Різні частини Зачепилівсько-Орельської ділянки мають свої особливості розвитку, вони є самостійні.

Закономірності зміни колекторських властивостей алевро-піщаних палеозойських порід вивчалися на Зачепилівській, Боярській, Новомиколаївській, Михайлівській, Кременівській, Виноградівській, Новоселівській, Східноновоселівській, Пролетарській, Голубівській, Іллічівській, Левенцівській, Новогригорівській, Перещепинській і Орельсько-Шандрівській площах через побудову карт відкритої пористості і газопроникності різних комплексів і графіків зміни цих параметрів з глибиною. Для цього опрацьовані тисячі таких визначень. Вивчення і аналіз цих побудов показують, що зміна місткісних і фільтраційних властивостей порід з глибиною має складний характер. За цією ознакою вивчені структури можна розділити на три групи. В першу групу входять структури, на яких відбувається чергування зон стиснення і розтягання, в другій - спостерігається ступенеподібне погіршення колекторських властивостей, в третій - поступове. Зміни цих параметрів на площі відображають їх будову, можливо навіть детальніше, ніж структурні карти. Ці матеріали можна з успіхом використовувати при пошуках нафти і газу.

За характером покладів і стратиграфії вміщуючих порід відкриті тут родовища можна розділити на три групи. До першої з них відносяться родовища від Зачепилівського до Левенцівського, які розміщені безпосередньо біля борту западини вздовж південної гілки крайового розлому, котрий відокремлює різні за будовою зони ДДЗ. Вони невеликі за запасами. Поклади на них приурочені до нижнього карбону. Характерними особливостями цієї групи родовищ є їх багатопластовість, великий поверх нафтогазоносності, який досягає більше 1000 м, чергування в них нафтових, газових і водоносних горизонтів, пряма залежність кількості продуктивних горизонтів від величини амплітуди складки, дрібне блокування структур, різка літолого-фаціальна зміна, численні незгідності в кам'яновугільних і девонських відкладах.

Друга група родовищ просторово приурочена до другої структурної зони, тобто до Руденківсько-Орельської прибортової монокліналі. Тут газоконденсатні поклади пов'язані з пастками неантиклінального і комбінованого типів в моноклінально залягаючих турнейських, середньо-і нижньовізейських утвореннях, які мають складну будову, а також з локальними підняттями і солянокупольними структурами девону. Вони крупніші, ніж родовища першої групи. Характерними особливостями цих родовищ є їх зв'язок з карбонатними породами і зонами виклинювання теригенних відкладів, значне перевищення нафтогазоносності над амплітудою підняття.

До третьої групи відноситься Суходолівське родовище, яке розташоване на Суходолівсько-Розумовському валу, який виділяється нами над розломом франського зародження. Поклади нафти і газу виявлені в башкирських і серпуховських відкладах на глибинах 3200 - 3750 м. Регіонально нафтогазоносні візейські і турнейські породи тут не вивчені, але їх перспективи оцінюються високо.

Для четвертої зони нафтогазонакопичення, пов'язаної з Горобцівською гомокліналлю, тип покладів поки що не визначений. На глибокому зануренні в девонській товщі виявлено Сагайдацьке і біля борту в нижньокарбоновій - Лиманське родовища. Виділення гомокліналі мотивується іншими структурно-геологічними умовами. На півдні і південному сході вона обмежена франським розломом. Перспективними тут є девонські, нижньокам`яновугільні відклади, а також перехідна товща.

Характеристика колекторських властивостей порід нижнього карбону. Пробурені в депресії свердловини розкрили відклади від четвертинних до девонських. Породи карбону в цих свердловинах охарактеризовані десятками тисяч визначень (аналізів) пористості, проникності, щільності. Але ступінь вивчення відкладів різних під`ярусів неоднакова. Карта зміни відкритої пористості і газопроникності побудована тільки для утворень верхньовізейського під'ярусу і ХІІа мікрофауністичного горизонту, а графіки зміни цих параметрів з глибиною по всіх пробурених свердловинах.

Характерним для порід верхньо- і нижньосерпуховського під'ярусів є їх низькі колекторські властивості, але і вони відображають блокову будову депресії. Вона є за цим показником неоднорідною. В розрізах свердловин встановлені численні зони розтягання і стиснення, які представляють практичну цінність. Вони характерні для переважної більшості розрізів. В рідкісних випадках місткісні і фільтраційні властивості порід знижуються з глибиною поступово, або мають неконтрастний вигляд.

Наявність в осадовому чохлі зон з високими і низькими фізичними властивостями порід і їх неодноразове чергування говорять про притаманний тій чи іншій території тектонічний режим, тому петрофізичне районування можна використати при розробці тектонічних схем чи при тектонічному районуванні. Такі зони можуть вказувати на наявність незгідностей, перерв, які не фіксуються біостратиграфічними методами.

Постседиментаційні перетворення піщано-алевролитових порід. Одним із найважливіших в науці про породи-колектори є питання вторинних (постседиментаційних) їх змін. Найоб`єктивніші інформативні дані про постседиментаційні зміни дає вивчення пісковиків і, меншою мірою, алевролітів. В розкритій Дніпровсько-Донецькою надглибокою свердловиною палеозойській частині розрізу до глибини 5917 м виразно проявляється залежність аутигенного мінералоутворення від складу кластичної частини порід.

За ступенем постседиментаційного перетворення породи середнього карбону (до світи С21 ) належать до зони початкового катагенезу. Основними процесами тут є гідрослюдизація, значно меншою мірою - каолінізація і хлоритизація.

Відклади світ С21, С15 і верхньосерпухівського під'ярусу зазнали глибших перетворень, ніж вищеописана частина розрізу, але належать до тієї ж початкової стадії катагенезу. Відносяться вони до підзон розповсюдження карбонатно-каолінітового, кварц-каолініт-карбонатного і гідрослюдисто-каолініт-кварцевого цементів.

Відклади найвищої частини верхньовізейського під'ярусу (горизонт В-14, глибина 4800-4911 м), виходячи з характеру вторинних змін в піщано-алевритових породах, знаходяться в найнижчій частині зони початкового катагенезу або в верхній глибинного.

Починаючи з горизонту В-15 (5010-5020 м) і дальше вниз по розрізу змінюється склад уламкового матеріалу з мезоміктового на мономінеральний кварцовий з невеликою домішкою інших компонентів, зазвичай слюд, що пов'язано найімовірніше з зміною джерел зносу.

До складу Глинсько-Розбишівського валу входять Андріяшівська, Василівська, Чижівська, Глинсько-Розбишівська (Погарщинська), Середняцька, Харківецька, Весела, Клинсько-Краснознаменсько-Сарська структури. Значний вклад у вивчення його геологічної будови і нафтогазоносності до 1970 року внесли І.В.Куцяба, П.Т.Павленко, Л.С.Палець, В.В.Полішко та інші. За п'ятдесятилітню історію вивчення валу пробурено близько 300 параметричних, пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин. Величезний фактичний матеріал, який тут накопичився, особливо за останні тридцять років, не був достатньо вивчений, проаналізований в плані розгляду валу як цілісної структури. Така комплексна робота була завершена під керівництвом і при участі здобувача в 1999 році.

Особливості геологічного розвитку структур валу. При палеотектонічних дослідженнях було встановлено, що під час накопичення відкладів середнього візе ( ХІІa, ХІІІ МФГ ) різко виросла Василівська структура, досягнувши амплітуди 170м, в основному за рахунок ХІІa горизонту ( 130-140м ). Тобто, вперше в ДДЗ була установлена значна роль глинистої товщі в розвитку локальних структур. Аналогічні процеси відбулися і в північно-західній частині Чижівської структури. Можливо це пояснюється пластичністю глинистих порід, які до деякої міри, можна ототожнювати з пластичними соляними масами.

Для всього валу карти ізопахіт побудовані від верхньовізейських до четвертинних відкладів. Виконані побудови дають підставу констатувати, що різні частини (структури) Глинсько-Розбишівського валу розвивалися по різному. Андріяшівська і Весела структури є підвішеними похованими, без верхів'я і коріння, Василівська і Харківецька - навішеними (без коріння), Чижівська (?), Глинсько-Розбишівська, Середняцька, Краснознаменсько-Клинсько-Сарська - наскрізними. Для більшості структур характерні інверсійні процеси. Активність девонської солі зростає з північного заходу на південний схід. На Андріяшівській структурі вона знаходиться в пластовому заляганні, на Глинсько-Розбишівській - виходить на передвізейську або передтурнейську поверхню, на Клинсько-Краснознаменсько-Сарській - на передтріасову і передсерпуховську, на Середняцькій - на передпалеогенову. Грипенківський прогин ділить Глинсько-Розбишівський вал на дві гілки, утворюючи разом з ними клиноподібну (трикутну) структуру.

Основні закономірності літологічних змін нижньокам'яновугільних відкладів. В Дніпровсько-Донецькій западині поклади нафти та газу пов'язані переважно з піщано-алевритовими породами (пластами). Тому встановлення цих різновидів порід в розрізі і їх розповсюдження на площі мають велике наукове і практичне значення. Вміст різних порід в розрізі нижнього карбону Глинсько-Розбишівського валу визначався через вивчення керну і розшифрування каротажних діаграм. За цими даними побудовані карти піщанистості верхньовізейських, нижньо- і верхньосерпуховських відкладів для всього валу, а турнейських, нижньо- і середньовізейських - лише для окремих структур.

На побудованих картах піщанистості виділяються ділянки підвищеного вмісту уламкових порід, які чергуються з ділянками пониженого вмісту, тобто, піщанистість відображає блокову будову структур. Але розподіл цих порід не завжди відповідає структурним умовам за картами ізопахіт. Характер зв'язку піщанистості з структурним фактором дається в окремій таблиці, деколи він тісний, в інших випадках задовільний, слабий або відсутній. Вивчення закономірностей розповсюдження пісковиків і алевролітів може сприяти виділенню перспективних в нафтогазоносному відношенні об'єктів. Карти піщанистості відображають особливості геологічного розвитку структур, причому, можливо навіть детальніше, ніж карти ізопахіт. Комплексне використання карт ізопахіт і карт піщанистості може дати вагомі практичні результати.

Характеристика колекторських властивостей порід на площі і в розрізі. Наявний фактичний матеріал дозволив побудувати карти відкритої пористості і газопроникності для валу в цілому лише по верхньовізейському під'ярусу. В середньовізейських відкладах аналогічні дані є тільки на Андріяшівській площі, а в турнейських - на Андріяшівській і Василівській.

Верхньовізейський під`ярус. Місткісні і фільтраційні властивості цих порід на Андріяшівській площі змінюються майже так само, як і у середньовізейському комплексі. Центральну частину структури охоплює відносно високопориста смуга, яка простягається з заходу на схід. Приблизно в такому ж плані змінюються проникність і пористість на Василівському піднятті. Тут також з заходу на схід простягається високопориста смуга. Чижівська структура на карті пористості має вигляд єдиного цілого, а на карті проникності вирисовуються два центри з найвищими визначеннями. На карті пористості Глинсько-Розбишівської структури виділяються два блоки. Перший з них поперечний, знаходиться на границі з Чижівським підняттям. Інший простягається з заходу на схід, охоплюючи її центральну частину.

На південно-східному продовженні (гілці) валу виділяються три центри (блоки) з підвищеними колекторськими властивостями порід, на Краснознаменсько-Клинсько-Сарській площі (північно-східна гілка валу) також три.

Зони розущільнення (розтягнення) і стиснення в мезозойських і палеозойських відкладах Глинсько-Розбишівського валу. В розрізах свердловин вивчалися колекторські властивості в основному палеозойських відкладів. Лише на Глинсько-Розбишівській площі є визначення пористості і газопроникності мезозойських порід. Вивченням і аналізом даних про колекторські (фізичні) властивості відкладів в плані пошуку зон розущільнення ніхто не займався, ця робота виконана вперше. Всього побудовано 167 графіків, на яких виявлено 112 зон розущільнення. В окремій таблиці наводиться характеристика цих зон і продуктивності відкладів. Переважно з таких зон отримані припливи вуглеводнів. Але є низка зон, які не випробовувалися. Їх можна випробувати зараз на родовищах, які розробляються. На площах, які розбурюються, необхідно спочатку будувати графіки зміни пористості і проникності з глибиною і виявлені при цьому зони розущільнення випробовувати.

Формування місткісно-фільтраційних властивостей порід-колекторів верхнього візе в розрізі Харківецької параметричної свердловини 409. Верхньовізейські відклади у розрізі цієї свердловини охарактеризовані керном в інтервалі глибин 4458-5787 м. Породами-колекторами тут є пісковики і інколи алевроліти. Пористість і газопроникність цих порід визначалася в тематичній експедиції ДГП "Полтавнафтогазгеологія" і склала 367 аналізів, що дозволило досить детально простежити зміну цих параметрів з глибиною. Вивчений мінералогічний склад пісковиків дав можливість пов'язати ці зміни з літогенезом, виявити породоформуючі процеси і причини погіршення якості колектора в нижній частині верхнього візе, а також пояснити чергування ущільнених і розущільнених зон в розрізі.

Встановлено, що колекторські властивості пісковиків, які знаходяться в зоні початкового катагенезу, контролюються фаціальними умовами накопичення. В руслових пісковиках вони вищі, трохи нижчі в авандельтових, а найгірші в заплавних. Причому із зменшенням глибини залягання порід цей контроль стає виразнішим.

Нафтогазоносність палеозойських відкладів Глинсько-Розбишівського валу. Зараз на території валу відкрито шість родовищ - Андріяшівське, Василівське, Чижівське, Глинсько-Розбишівське, Харківецьке (Середняцьке, Західно-Харківецьке, Східно-Харківецьке склепіння), Клинсько-Краснознаменське. Два з них, Андріяшівське і Клинсько-Краснознаменське, газоконденсатні, а чотири, Василівське, Чижівське, Глинсько-Розбишівське, Харківецьке, нафтогазоконденсатні. Тобто, загальна для Дніпровсько-Донецької западини закономірність, коли з південного сходу на північний захід газові поклади змінюються нафтогазоконденсатними, а останні нафтовими, тут не витримується. Найширший стратиграфічний нафтогазоносний діапазон характерний для Глинсько-Розбишівського родовища, найвужчий - для Чижівського і Середняцького.

На підставі детального аналізу даних про нафту, газ і геологічний розвиток можна припустити, що поклади ВВ на найбільшому Глинсько-Розбишівському родовищі сформувалися в два етапи. На першому етапі утворилися нижньопермсько-верхньокам'яновугільні скупчення, на другому - поклади в верхньому візе. Якби візейські поклади сформувалися раніше нижньопермських, то в середньому карбоні були б значніші скупчення ВВ. Нижньопермська нафта повинна б бути дуже насичена газом, а вона, навпаки, дуже ним недонасичена. За іншими показниками вона також відрізняється від візейської нафти, або просто немає з нею нічого спільного. До того ж вважається, що для візейських покладів покришкою служить товща слабопроникних глинисто-алевритових і карбонатних порід верхньої частини візейського, серпуховського і нижньої частини башкирського ярусів.

Джерелом вуглеводнів для утворення нижньопермських скупчень могла бути башкирська карбонатна товща. Імовірно генеруючою для візейських покладів була товща карбонатних порід ХІІІ (нижньотульського) мікрофауністичного горизонту.

Не виключається можливість формування Глинсько- Розбишівського родовища через латеральну міграцію або через поєднання латеральної і вертикальної міграції. Вона підтверджується майже однаковими властивостями візейських нафтових вуглеводнів Чижівського, яке займає нижче гіпсометричне положення, і Глинсько-Розбишівського родовищ, а також спільними контурами покладів.

Запропонована версія формування покладів Глинсько-Розбишівського родовища має регіональний характер, а може і ширший. За цією версією вимальовується ясна картина розподілу покладів вуглеводнів в ДДЗ. Над середньовізейською карбонатною товщею ( ХІІІ МФГ ) залягає верхньовізейський головний нафтогазоносний комплекс регіону, а над башкирською - верхньокам`яновугільно-нижньопермський. При цьому не заперечується можливість генерації ВВ глинистими і вугленосними товщами, а також ідея глибинного їх походження. Але біогенна і абіогенна гіпотези є екстремістськими точками зору. Жодна з них самостійно не дає вичерпної відповіді на питання походження нафти. Лише синтезувавши їх можна отримати таку відповідь.

В районі Липоводолинсько-Гадяцько-Більської площі північної прибортової зони пробурені параметричні свердловини Липоводолинська 453, Червоногорська 1, Гадяцька 487, 3, Цимбалівська 445, Лісна 426, Краснозаярська 470. Вивчення і аналіз матеріалів по цих свердловинах разом з даними геофізичних досліджень дозволили виявити нові елементи в геологічній будові площі. Всі структурні елементи району інтенсивно розбиті розривними порушеннями. По відбивному горизонту Vб2 виділяються ті ж структури, що і в глибших горизонтах, але мають не такий контрастний вигляд.

Аналіз зміни відкритої пористості і газопроникності з глибиною на побудованих графіках свідчить про своєрідність геологічного розвитку окремих частин цієї території. Просторова зміна пористості і газопроникності верхньовізейських відкладів на ділянці від Побиванської до Більської структури повторює конфігурацію структурних форм, а деколи навіть вказує на наявність розривних порушень.

В цілому на вивченій території і глибинах місткісні і фільтраційні властивості теригенних колекторів нижнього карбону непогані. В них можуть накопичуватися вуглеводні в сприятливих структурних умовах або при наявності пасток іншого типу на будь якій глибині. Нерівномірність зміни пористості і газопроникності порід в розрізі і на площі можна використати для районування території і визначення її перспектив.

Сліди пульсаційного ( неодноразового ) проникнення вуглеводнів в осадочний чохол

Відомо, що нафтогазові флюїди є надзвичайно рухливими, міграційноздатними. Рухаючись через пористе, фільтраційне середовище вони залишають на своєму шляху сліди у вигляді бітумів, які можуть дати досить інформативний матеріал про продуктивність вміщуючих їх горизонтів. Розвиваючи цю ідею, М.Д.Бобровник розробила методичні рекомендації “Прогнозування продуктивності відкладів за допомогою петрографічного експрес-аналізу характеру флюїдів, які насичують породи”.

Літолого-геохімічні аспекти нафтогазоутворення в глибоких горизонтах

Буріння Дніпровсько-Донецької надглибокої свердловини НГ-9 і завдання, які ставилися перед нею, спонукали до виконання в ній, а також в свердловинах розташованих поблизу оптимального комплексу геохімічних досліджень порід і флюїдів. Тенденції і закономірності, виявлені при вивченні геолого-геофізичних і геохімічних даних по свердловині НГ-9, мають важливе значення, тому що вона розкрила досить повний стратиграфічний розріз, який може відігравати роль опорного для великої території із схожими глибинами і умовами залягання перспективних відкладів. Тут виконано найширший у ДДЗ комплекс геохімічних досліджень.

Особливостями біомаркерів (н-алкани, ізопреноїди, металопорфірини, ізотопний склад С) нижньо- і середньокам`яновугільних порід є вузькі діапазони зміни їх концентрацій і співвідношень, що, імовірно, пов'язано переважно з гумусовим типом ОР і відносно невисокою ступіню катагенезу розкритої частини розрізу. За розподілом біамаркерів нафти і газоконденсати району буріння генетично пов'язані з нижньокам`яновугільними відкладами. Нафтоматеринські породи різної продуктивності відмічаються в візейських і серпуховських утвореннях. Перші реалізували якоюсь мірою свій потенціал, а другі знаходяться в ГЗН зараз.

Таким чином, розподіл і тип ОР у розрізі свердловини визначаються в основному факторами седиментогенезу.

В районі надглибокої свердловини геохімічне вивчення переважно нижньокам'яновугільних відкладів виконано також у Перевозівській свердловині 1, Харківецькій 409, Бакумівській 424 і Комишнянській 488.

Отримана геохімічна інформація дає підстави стверджувати, що в нижньокам'яновугільних відкладах виявлені не всі ресурси ВВ. Тенденція розвитку геохімічних характеристик ОР дозволяє передбачати, що ще потужніше джерело генерації ВВ знаходиться в підвибійній зоні досліджених свердловин - у нижній частині візейських і турнейських відкладів.

Палеотемператури глибокозанурених комплексів центральної частини западини

Встановлення величин палеотемператур має велике теоретичне і практичне значення в нафтовій геології, тому що вона, як і тиск, впливає на зміну (катагенез) порід, вугілля, органіки. Вторинні зміни відкладів в значній мірі визначають умови міграції, акумуляції, формування і збереження покладів вуглеводнів. Вони встановлюються петрографічними, геохімічними, палінологічними методами.