Геологічне прогнозування контурів соляних штоків та нафтогазоносності приштокових зон південно-східної частини Дніпровсько-Донецької западини

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти і науки україни

З дисертацією можна ознайомитись у науково-технічній бібліотеці Івано_Франківського національного технічного університету нафти і газу (76019, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15).

Автореферат розісланий “21” вересня 2007 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради, К 20.052.01 кандидат геолого-мінералогічних наук Г.О. Жученко

Території з розвинутою соляною тектонікою є сприятливими для утворення нафтових і газових родовищ. Вивчення особливостей геологічної будови і нафтогазоносності продуктивних об'єктів у приштокових зонах ДДз здійснювали Р.Й. Андреєва, Ю.О. Арсірій, М.Ф. Бринза, І.В. Височанський, Г.Н. Доленко, М.І. Євдощук, О.М. Істомін, Б.П. Кабишев, В.І. Кітик, В.Д. Коган, Я.І. Коломієць, О.Ю. Лукін, Б.Й. Маєвський, Н.Т. Пашова, О.О. Орлов, І.С. Рослий, В.П. Стерлін, С.М. Стовба, С.В. Ткачишин, С.А. Тхоржевський, О.М. Черняков, М.В. Чирвінська, О.Е. Яковлєв і багато інших. При вивченні геологічної будови південно-східної частини Дніпровсько-Донецької западини враховувалися дослідження науково-дослідних колективів і окремих фахівців з УкрДГРІ, ІГГГК, ІГН НАН України, УкрНДІГаз та інших установ.

Незважаючи на багату історію вивчення і велику кількість наукових робіт, єдиного концептуального погляду на процес розвитку соляних штоків у ДДз не існує і він трактується по-різному (І.В. Височанський, С.А. Тхоржевський, С.М. Стовба, О.М. Черняков, М.В Чирвінська).

Широкий обсяг питань з геологічної будови і нафтогазоносності приштокового простору присвячені роботи О.М. Істоміна, в яких запропоновано класифікацію внутрішніх частин приштокових зон ДДз за кутами падіння порід, але не було обґрунтовано відсутність крутопоставлених блоків порід навколо деяких соляних штоків південного-сходу ДДз, та роботи І.В. Височанського, який запропонував модель набуття приштоковими блоками високої мобільності. Ці дослідники наголошували на недостатній роздільній здатності сейсмічних методів для вивчення приштокових зон.

Низка робіт (О.М. Черняков та ін. 1974 р., І.В. Височанський та ін. 1982 р., О.М. Істомін та ін. 1985 р.) присвячені прогнозу місцеположення контурів соляних штоків за допомогою геологічних методів досліджень. У цих роботах пропонується оконтурювати соляні штоки по зіставленню товщин козирка та хемогенних відкладів нижньої пермі. Такі методи мають місце в практиці пошуково-розвідувальних робіт, але їх використання внаслідок відсутності козирків та неоднозначності вхідних даних обмежене.

Таким чином, вирішення проблем пошуку покладів у приштокових зонах вимагає використання комплексного підходу, який включав би і нові розробки, що запропоновані здобувачем у дисертаційній роботі.

Основні риси геологічної будови південно-східної частини Дніпровсько-Донецької западини

Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу. Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу порід наведена з точки зору інформації, яка дозволяє встановити причини виникнення соляних тіл, механізм їх розвитку та його особливості, що відрізняють ускладнені процесами соляної тектоніки ділянки від тих ділянок, що не зазнали тектонічного впливу соляних штоків.

На південному сході ДДз, де розвинуті соляні штоки, виявлено відклади від протерозою до четвертинної системи. Протерозой представлений вулкано-метаморфічними породами. Осадовий чохол переважно теригенний з карбонатними та хемогенними (два у девоні та один у пермі) комплексами.

Найбільш давніми породами є утворення протерозою, які внаслідок значної глибини їх залягання (більше 9 кілометрів) на території, що досліджується, свердловинами не розкриті. У соляних штоках та їх кепроках зустрічаються уламки цих порід. Склад їх відповідає складу кристалічного фундаменту цієї зони регіону у відповідних зонах Українського кристалічного щита та Воронезького кристалічного масиву.

Девонські породи тут також не зустрічаються в первинному заляганні, але соляні штоки складені девонською сіллю з уламками осадових порід та діабазів, які датуються девонським віком.

Кам'яновугільні відклади у приштокових зонах відрізняються тектонічно-деформованим станом, залягають під значними кутами нахилу та містять нехарактерні незгідності. У пермських відкладах, окрім вище зазначеного, ще й з'являються особливі породи - делювіальні шлейфи соляних штоків. Усі ці чинники ускладнюють кореляцію регіональних реперів та сейсмічних відбиваючих горизонтів.

Особливістю мезокайнозойського розрізу є те, що він перекриває соляні штоки і майже не проривається ними.

Структурно-тектонічні умови. Соляні штоки південно-східної частини ДДз формують декілька ліній валоподібних структур із простяганням, відповідним до простягання западини. Ці структури є протяжними ланками палеозойських піднять, ускладнених соляними штоками. В мезозойському структурному плані знаходять відображення два основних палеозойських елементи: соляні штоки та поховані під мезозойськими прогинами міжштокові позитивні структури.

Механізм формування та розвитку соляних штоків. Девонська сіль за рахунок тиску накопичених перекриваючих теригенних девонських та кам'яновугільних порід починає рухатися по тектонічно-деформованих зонах під час активізації рухів блоків фундаменту і виходить на поверхню наприкінці кам'яновугільного періоду. Прориву девонської солі відбувся на межі карбону і пермі, тому що саме в цьому часовому інтервалі навколо штоків з'являються породи, які складені нерозчинною складовою штокової солі, а саме уламки теригенних та вивержених порід. На етапі прориву формувалися приштокові блоки із значними кутами залягання порід у напрямку руху солі.

Збільшення кількості та товщини делювіальних шлейфів у розрізі продовжується до появи девонських соляних козирків (карнизи, глетчери). Вони утворилися внаслідок переважання швидкості притоку штокової солі над швидкістю її розчинення на поверхні морського дна. Перекриття краматорською сіллю соляних штоків свідчить про завершення процесу надходження основних мас материнської девонської солі.

Починаючи з тріасу, посилення висхідних рухів у регіоні призводить до часткового розмиву соляних штоків. Так у зоні повного розмиву хемогенної частини пермських відкладів соляні штоки та приштокові зони, перекриті відкладами кайнозойських порід. Ця морфологія іноді сприймається як різноманітні рівні “прориву” солі, але нами розглядається як результат різних рівнів розмиву гірських порід над соляними штоками.

Розвиток соляних штоків та приштокових зон у мезокайнозої супроводжується циклічними висхідними та нисхідними рухами, що пояснює формування над соляними штоками куполів, у розрізах яких спостерігається аномальність збільшення товщин певних пластів. Це свідчить про багаторазову циклічність рухів фундаменту та окремих його блоків, що і викликало особливу будову цих куполів.

Нафтогазоносність приштокових зон. Територія досліджень з погляду нафтогазоносного районування приурочена до Машівсько-Шебелинського району та відзначається широким розвитком соляних штоків. Тут виділяється декілька нафтогазоносних комплексів. У мезозойському комплексі скупчення вуглеводнів спостерігаються у піщаних горизонтах юрських та тріасових відкладів. Колектори слав'янської світи нижньої пермі складені хемогенними породами, поклади в яких характеризуються надгідростатичними пластовими тисками, оскільки екрануються пластами кам'яної солі значної товщини. Горизонти микитівської світи нижньої пермі відрізняються від попередніх зростанням теригенної складової у колекторах. Найбільш значний за запасами - картамисько-верхньокам'яновугільний комплекс - з масивно-пластовими покладами у теригенних відкладах, значним поверхом газоносності та аномально високими пластовими тисками. Поклади нафти та газу в карбоні екрануються також аргілітами башкирського ярусу середнього карбону. Колекторами в блоках крутопоставлених кам'яновугільних порід приштокових зон є піщані горизонти, які тектонічно екрануються сіллю штоків та інколи їх козирками. Для всіх продуктивних горизонтів характерне покращення фільтраційно-ємнісних властивостей з наближенням до соляних штоків. Цінним окремим об'єктом пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ у приштокових зонах є делювіальні шлейфи у відкладах пермі, які слід віднести до високоперспективних за рахунок їх значних товщин, що зростають у напрямку до соляних штоків, та підвищеної пористості обумовленої присутністю гравелітової складової.

Аналіз товщин відкладів над приштоковими зонами та соляними штоками

Мезокайнозойський розріз над соляними штоками характеризується тим, що на фоні зменшення або повного розмиву більшості відкладів спостерігається аномальне збільшення товщин певних стратиграфічних горизонтів від периферії до склепіння надсольового куполу. Тобто товщини цих стратиграфічних підрозділів, де вони зберігаються від розмивів, мають більшу товщину над соляними штоками і приштоковими зонами, ніж поза ними.

Це відбувалося за рахунок зміни напрямку вектора рухів кристалічного фундаменту протягом історії формування ДДз. Під час підйому блоків фундаменту відклади, що перекривають соляний шток, відкладалися в меншій кількості або розмивалися, а під час опускання, навпаки, відкладались над ним в більшій кількості, ніж на ділянках, неускладнених соляними штоками. Так, на розмиту поверхню тріасу, товщина якого зменшується над штоками, відкладалися юрські відклади і завдяки нисхідним рухам усіх соляних штоків у регіоні товщина цих відкладів стала значно більшою саме над соляними штоками та приштоковими зонами, ніж поза їх межами (Табл. 1). Це явище циклічно відбувалося у південно-східній частині ДДз декілька раз і спостерігається на прикладі відкладів нижньої юри та байоського ярусу середньої юри, нижньої крейди та сеноманського ярусу верхньої крейди, палеогену та неогену. Також над соляними штоками у склепінній частині надсольового куполу ці відклади мають специфічний літологічний склад та містять пласти бурого вугілля, що свідчить про відмінність обстановок їх накопичення у порівнянні з територіями, які знаходяться поза межами ділянок, ускладнених штоками (О.М. Черняков, 1975).

Згідно з іншою точкою зору, збільшення товщин порід над соляними штоками може бути поясненим формуванням над ними антиклінальних складок і розущільненням їх склепінних частин при інтенсивному тріщиноутворенні, що призводить до міграції флюїдів (О.О. Орлов, 1983), та мало- і пластичного матеріалу від периферійних частин структур до їх склепінь (Г.Д. Ажгірей, 1956, В.В. Бєлоусов, 1975).

Таке збільшення товщин відкладів використовується для прогнозу контурів зон розповсюдження аномальних пластових тисків у нижньопермських відкладах приштокових зон на Західнохрестищенському, Ведмедівському та інших родовищах (В.Й. Зільберман, О.М. Черняков 1985). Ці контури відповідають певним значенням товщин нижньої юри та байоського ярусу середньої юри.

У дисертаційній роботі встановлено закономірність зростання загальної товщини нижньої юри та байоського ярусу середньої юри (J1-J2bj), на неускладнених соляними штоками ділянках вони зростають у східному напрямку південно-східної частини ДДз від 60 до 210 - 220 м (табл. 1). Аналогічна закономірність зберігається і над ослабленими зонами та соляними штоками: на заході товщина 80 - 85 м, а на сході цієї території більша 150 м. Найбільше зростання товщин цих відкладів спостерігається над усіма соляними штоками і в окремих випадках перебільшує загальні значення в два та більше рази. Як видно з табл. 1, значення товщини нижньої юри та байоського ярусу над контурами різних соляних штоків різні, але як встановлено дослідженнями, відношення товщини цих відкладів над контуром соляного штоку та значеннями товщини на тектонічно неактивних ділянках межами впливу соляних штоків збільшується приблизно у півтора рази.

Тобто таке геологічне прогнозування контуру соляних штоків можна проводити на всіх соляних штоках у південно-східній частині Дніпровсько-Донецької западини, над якими ці відклади зберігалися від повного розмиву. Похибка при такому підході складає менше 100 метрів, оскільки на такій відстані ці відклади, як правило, змінюються у товщині (В.С. Локтєв, О.М. Черняков, 2006).

З боку Західнохрестищенського родовища контур Хрестищенського соляного штоку прийнятий умовно. Свердловини із значенням товщини J1+J2bj менше ніж 124 м розкривають тільки породи приштокової зони, якщо товщина більше 130 м, то всі знаходяться над соляним штоком, а з боку Червоноярського ГКР свердловинами встановлена межа соляного штоку, над якою товщина відкладів J1+J2bj складає 125 м. Виходячи з цього, проведення робіт з визначення меж Хрестищенського соляного штоку дозволить точно встановити контур, що дасть змогу зменшити його умовний радіус напроти цього родовища не менше, ніж на 500 м. Це свідчить про можливу наявність між Західнохрестищенським родовищем і соляним штоком приштокового блоку крутопоставлених шарів порід.

Таблиця 1. Значення товщин відкладів нижньої юри та байоського ярусу середньої юри

Визначення контурів соляних штоків свердловинами і підтвердження наявності блоків крутопоставлених шарів порід навколо всього периметра всіх соляних штоків у південно-східній частині Дніпровсько-Донецької западини дозволить значно збільшити перспективні площі та приростити запаси вуглеводнів.

Визначення рівня тектонічно деформованого стану порід приштокових зон

Дослідження рівня деформованості порід дозволить поділити приштокову зону на підзони, що дасть можливість виділяти у приштокових зонах перспективні ділянки на нафту і газ.

На даний час для кількісної оцінки тектонічно-деформованого стану гірських порід немає загальноприйнятого критерію. Але заміри діаметра свердловин каверноміром свідчать, що їх реальний діаметр часто відрізняється від номінального. Збільшення діаметра свердловини в процесі буріння спостерігається у тріщинуватих слабо- та непроникних породах унаслідок ослаблення їх міцності (С.С. Ітенберг, 1985). Збільшення інтенсивності осипів і розмірів каверн виникає у випадку підвищеного деформованого стану тріщинуватих порід, як правило, аргілітів. У нижньопермських та верхньокам'яновугільних відкладах південно-східної частини ДДз зафіксовано значні осипи та обвали порід тільки у свердловинах, що знаходяться близько соляних штоків (Л.Л. Лушков, 1986).

Дисертантом було проведено аналіз зміни Kinc.d (відношення реального діаметра свердловини до номінального) з наближенням свердловин до соляних штоків. Для цього було побудовано карти розподілу значень Kinc.d та графіки залежності цих значень від відстані до соляного штоку. За полігон для розроблення методики оцінки тектонічно-деформованого стану вибрано Чутівське нафтогазоконденсатне родовище, у приштоковій зоні якого значення Kinc.d, на відстані не більше 100 м до визначеного контуру соляного штоку становлять понад 1.65, на відстані від 100 м до 450 м становлять 1.45 - 1.65, від 450 до 900 м - Kinc.d =1.35 - 1.6, від 900 до 1800 м - Kinc.d складає 1.2 - 1.5.

Отже, за значенням Kinc.d можна визначати відстань свердловини до соляного штоку. Для цього необхідно враховувати вплив факторів, що змінюють діаметр свердловини не з причини наявності значного деформованого стану порід. Із них основними є утворення глинистої кірки в інтервалах проникних колекторів та механічне руйнування стовбуру свердловини частинами бурової колони.

Стійкість порід у стінках свердловин зменшується через дію фізико-хімічних процесів у результаті надходження в тріщини порід води з бурового розчину. У тріщинах проникних колекторів релаксація накопичених напружень проходить шляхом проникнення води у порово-тріщинний простір порід. У мало- та непроникних породах (наприклад у аргілітах, вапняках та ін.) релаксація відбувається шляхом руйнування породи, оскільки тріщини не мають між собою гідродинамічного зв'язку. З цієї причини у приштокових зонах виникають осипи та катастрофічні обвали порід, як правило, аргілітів, що часто призводить до аварій і ліквідації свердловин. Для зменшення впливу процесів руйнування стінок свердловин у приштокових умовах використовується не широкорозповсюджений глинистий, а вапняний, полімерно- та гуматно-акриловий бурові розчини з підвищеними інгібуючими властовостями, в яких вода перебуває у зв'язаному стані. Використання таких типів розчинів зменшує руйнування стінок свердловин у середньому на 20 % (А.О. Васильченко, 2001). Тому при визначенні рівня тектонічно-деформованого стану порід та залежності Kinc.d від відстані до соляного штоку необхідно враховувати властивості бурових розчинів.

Хоча свердловини і поділяються на вертикальні, похило скеровані і горизонтальні, як свідчить практика буріння, глибокі (понад 3500 м) суто вертикальні свердловини - явище досить рідкісне з багатьох причин технічного та геологічного характеру. Вони, як правило, мають субвертикальний профіль. Для розвідки приштокових блоків часто використовуються похило скеровані свердловини. В таких свердловинах стовбур руйнується під час буріння та спуско-підйомих операцій частинами бурової колони, які торкаються стінок свердловини. Інтервалами дотику частіше бувають ті породи, які при взаємодії з промивальною рідиною не втрачають суцільності. Номінальний діаметр долота - менший, ніж номінальний діаметр пробуреного стовбура свердловини, тому що при бурінні для запобігання ускладнень та аварій (осипів, обвалів та ін.) використовуються калібратори, центратори та розширювачі, які збільшують діаметр свердловини в середньому на 2 %. Тобто номінальний діаметр свердловини, що викликаний механічним руйнуванням більший від номінального діаметра долота. Таким чином, для визначення Kinc.d необхідно враховувати тільки інтервали, в яких значення більші 1,02.

Бурильна колона зазнає значних коливань, в ході яких складові її нижньої частини - центратори, калібратори, розширювачі та інше устаткування, контактують із породами у стінках свердловин, в силу чого стінки руйнуються. Як наслідок - діаметр свердловин, навіть у міцних нетріщинуватих породах, більший від номінального діаметра долота. Необхідно враховувати цей чинник, оскільки виникає збільшення діаметра свердловини не з геологічних причин, що може вносити значну похибку при визначенні Kinc.d для оцінки рівня деформованого стану палеозойських порід приштокових зон соляних штоків.

Завдяки введенню коефіцієнта 1,02, породи, які реагують на підвищений рівень деформованості зменшенням діаметра свердловини, не будуть брати участі в розрахунках. Такими породами є проникні пісковики, алевроліти, вапняки, доломіти тощо. Тому в цих породах збільшення діаметра треба також виключити при оцінці тектонічно деформованого стану порід за допомогою аналізу зміни Kinc.d.

Важливим питанням є швидкість росту каверн у породах стінок свердловин у часі. Буріння у відкладах палеозою у ДДз відбувається одним, двома, рідше трьома обсадними колонами, породи в покрівлі цього інтервалу перебувають під впливом руйнівних процесів довше, ніж у підошві. У породах із глинистою складовою процес каверноутворення відбувається особливо інтенсивно в перші декілька діб після їх розкриття. Потім інтенсивність росту каверн припиняється, оскільки в даному інтервалі встановлюється динамічна рівновага. Спуск обсадних колон свердловин приурочений до одних і тих же стратиграфічних інтервалів, тобто певний стратиграфічний відрізок у різних свердловинах перебуває приблизно однаковий час під впливом бурових розчинів. Тому різницею у часі перебування порід у верхній та нижній частині необсадженого інтервалу стовбура свердловини можна знехтувати.

Для перевірки виявленої закономірності було проведено аналогічні дослідження на 5 газоконденсатних родовищах (Західнохрестищенському, Ведмедівському, Мелехівському, Єфремівському, Кегичівському). У результаті підтверджено зміну Kinc.d в свердловинах на різних відстанях від соляного штоку. Так, у мало- та непроникних теригенних породах (аргіліти та ін.) не спостерігаються значення Kinc.d більші 1.5. Вірогідніше за все тому, що на цих площах свердловини знаходяться на значній відстані від контура соляного штоку, який було визначено тільки за сейсмічними даними. Окрім Ведмедівського родовища, де спостерігаються майже такі ж значення Kinc.d, як і в свердловинах Чутівського, оскільки на них знайдено блоки крутопоставлених кам'яновугільних шарів порід та точно встановлено контур соляного штоку. Отже, за значеннями Kinc.d можна визначити відносний рівень тектонічної деформованості порід та у випадках, коли біля соляного штоку присутня лише одна свердловина, прогнозувати тип приштокової підзони в якій вона знаходиться.

Таким чином, у процесі пошуку покладів вуглеводнів у приштокових зонах після входу свердловин у палеозойські породи, на підставі перших геофізичних досліджень у свердловинах палеозойської частини геологічного розрізу, можна оперативно, під час буріння свердловини, визначити тип приштокової підзони та спрогнозувати відстань вибою свердловини до соляного штоку (при введені поправок на склад бурового розчину та механічне руйнування стовбура свердловини частинами бурової колони).

За даними аналізу Kinc.d і можливе вирішення зворотної задачі Kinc.d=f(l) - визначення рівня деформованості порід при відомій відстані (l) від контура соляних штоків. За рівнем деформованості порід нами визначено підзони в приштокових зонах: на межі соляного штоку та порід приштокової зони значення Kinc.d у теригенних малопроникних породах палеозою становить від 1,65 і більше 2,0 (зона контуру соляного штоку); на відстані свердловин до соляного штоку від 100 до 450 м значення Kinc.d складають від 1.4 до 1.65 (І приштокова підзона); від 450 до 900 м - Kinc.d дорівнює від 1.35 до 1.6 (ІІ приштокова підзона); на відстані від 900 м до 1800 м Kinc.d дорівнює від 1.2 до 1.5 (ІІІ приштокова підзона); 1800 до 2700 м - Kinc.d складає від 1.15 до 1.4 (ІV приштокова підзона); більше 2700 м до визначеного контура - від Kinc.d 1,2 і менше (зона відсутності тектонічного впливу соляних штоків на породи).

Як відомо, при обґрунтуванні рівня нафтогазоносності територій визначають такі критерії як, присутність порід, здатних вміщувати вуглеводні, шляхів для їх міграції з нафтогазогенераційних частин геологічного розрізу, достатньо непроникні покришки для екранування та сприятливі структурні умови для формування та збереження покладів нафти і газу.

В силу особливостей геологічної будови виділених приштокових підзон, кожна з них має певний рівень щодо перспектив нафтогазоносності. Зона контура соляного штоку (0 - 100 м від соляного штоку) складена сумішшю кам'яної солі, тектонічної брекчії, уламками теригених порід, тому тут відсутні якісні колектори, внаслідок чого спостерігаються незначні дебіти та запаси вуглеводнів. У першій підзоні (100 - 450 м) значний рівень деформованості та тріщинуватості порід, гіпсометрична припіднятість блоків порід по тектонічних порушеннях та значні кути залягання шарів порід створюють сприятливі умови для формування покладів вуглеводнів. Присутність у цій підзоні пермських делювіальних шлейфів порід також сприяє накопиченню значних запасів нафти і газу та високим дебітам у свердловинах. У другій (450 - 900 м) та третій (900 - 1800 м) підзонах, на відміну від попередньої, поступово зменшуються кути нахилу порід, рівень деформованості, тріщинуватість, проникність та товщина делювіальних шлейфів, що в свою чергу зменшує перспективність цих підзон і виражається в зменшенні щільності запасів вуглеводнів та дебітів. Тектонічний вплив соляних штоків на породи у четвертій (1800 - 2700 метрів від контуру соляного штоку) підзоні вже майже відсутній, делювіальні шлейфи мінімальної товщини або зовсім відсутні, на територіях поза межами тектонічного впливу соляних штоків (більше 2700 м) перспективи нафтогазоносності контролюються іншими чинниками, не пов'язаними з соляною тектонікою.

Під час прориву і подальшого розвитку соляних штоків породи, що їх оточують, виводяться з горизонтального залягання в крутопоставлене. Зона максимального впливу соляних штоків співставляється з І приштоковою підзоною, де породи набувають крутопоставленої форми залягання з кутами більше ніж 45^о. У цій підзоні значно збільшуються дебіти свердловин та щільність запасів вуглеводнів, тому пошуки та розвідка цієї підзони, яка знаходиться на відстані від 100 до 450 метрів від соляних штоків, є найбільш перспективними. Також досить перспективною є друга підзона на відстані 450-900 м від штоків, де також спостерігаються значні кути падіння порід (більше 30^о) та встановлена досить висока щільність запасів вуглеводнів та дебіти у свердловинах.

Перспективи нафтогазоносності приштокових зон у південно-східній частині ДДЗ

Впевнено визначити контур соляного штоку та наявність крутопоставлених блоків порід можна тільки свердловинами, які розкривають контур соляних штоків і входять у приштокову зону або з приштокової зони входять у шток, як на Новоукраїнському, Чутівському, Червоноярському, Розпашнівському, Машівському та інших родовищах вуглеводнів. На Західнохрестищенському, Мелехівському (з боку Парасковійського соляного штоку), Кегичівському, Соснівському та інших газоконденсатних родовищах свердловинами не розкрито контури соляних штоків і точно не визначені їх розташування, розміри та морфологія. Тобто всі ці параметри встановлені умовно за даними польових геофізичних досліджень свердловин. Тому на цих площах ще є можливість зменшити умовний контур штоків та відкрити перспективні першу та другу підзони.

На підставі наведеного нами наукового аналізу будови приштокових зон у південно-східній частині ДДз виявлено ряд перспективних об'єктів для пошуків покладів нафти і газу: одним із них є об'єкт, що вміщує у собі ділянку між Західнохрестищенським газоконденсатним родовищем та Хрестищенським соляним штоком, де прогнозуються блоки крутопоставлених шарів гірських порід. Контур вказаного соляного штоку не розкритий свердловинами і умовно прийнятий по зоні втрати кореляції сейсмічних відбиваючих горизонтів. Червоноярське газоконденсатне родовище, розташоване також біля цього соляного штоку, має у своїй будові розкритий свердловинами блок шарів крутопоставлених кам'яновугільних порід шириною до 1 км, у межах якого встановлені промислові поклади вуглеводнів. За результатами проведених досліджень реально припустити, що і на Західнохрестищенському газоконденсатному родовищі є такий же приштоковий блок з нафтогазоносними пластами, які екрановані розривними порушеннями.

Аналогічні пошукові об'єкти в дисертаційній роботі виділено і на інших ділянках. Для них запропонована черговість вводу у пошукове буріння, надано довжину приштокових зон та оцінені перспективні ресурси вуглеводнів, що лягло в основу побудови карти перспектив нафтогазоносності приштокових зон південно-східної частини ДДз. Визначення прогнозних ресурсів проводилось з використанням наступних параметрів: середня ширина відомих приштокових блоків крутопоставлених порід прийнята близько 1 км (ширина І та ІІ підзони), середня щільність запасів продуктивних горизонтів - 2 млн. т у.п., причому мінімальна щільність запасів на відомих родовищах у блоках крутопоставлених порід складала 0,5 млн. т у.п. на км² (Котлярівське газоконденсатне родовище, яке знаходиться із південного боку Ведмедівського штоку), а максимальна 6,5 млн. т у.п. на км² (Західноведмедівське родовище - північний бік цього ж штоку).

- першочергові об'єкти: прогнозні приштокові зони з крутопоставленими шарами порід, що знаходяться між відомими родовищами та відомими соляними штоками (Західнохрестищенське газоконденсатне родовище, Мелехівське газоконденсатне родовище (біля Парасковійського соляного штоку) та ін.). Опошукування цих об'єктів буде проведене з мінімальним фінансовим ризиком, у разі, якщо продуктивність виділених блоків не підтвердиться, оскільки приштоковий блок може бути гіпсометрично нижчим, ніж відповідні породи поза приштоковою зоною, тоді траєкторію свердловин можна буде спрямувати в продуктивні горизонти розташованого поряд родовища. При успішній розвідці вказаних зон введення їх в експлуатацію буде проведено також з мінімальними витратами, оскільки поряд є необхідна інфраструктура з видобутку газу. Сумарна довжина площі приштокових блоків цієї черги складає щонайменше 25 км, перспективні ресурси вуглеводневої сировини становлять близько 50 млн. т умовного палива (у.п.);

- другочергові об'єкти: прогнозні приштокові зони порід навколо відомих соляних штоків. Відрізняються від попередніх тим, що перспективні блоки безпосередньо не межують з відомими родовищами. Навколо даних соляних штоків родовища в крутопоставлених блоках приштокових зон (І підзона) уже відкрито, але ще залишились нерозвідані блоки (Західноновоукраїнська площа, що з півночі примикає до Чутівсько-Розпашнівсько-Білухівського соляного штоку, Берестовеньківська або Південнохрестищенська площа, яка знаходиться з південного боку Хрестищенського соляного штоку, перспективні блоки по периметру Тарасівського та Єлізаветівського соляних штоків та багато інших). Розвідка таких зон більше ризикована. Прогнозна довжина площі з приштоковими блоками цієї черги складає 90 км, ресурси вуглеводневої сировини становлять 180 млн. т у.п.;

- об'єкти третьої черги: зони, які прогнозуються між відкритими родовищами, біля соляних штоків, навколо яких поклади в крутопоставлених шарами порід ще не відкрито. Такими є приштокові зони навколо Павлівського, Соснівського, Парасковійського та інших соляних штоків. Навколо них прогнозна довжина площі розповсюдження приштокових зон складає близько 70 км, ресурси вуглеводневої сировини складають 140 млн. т у.п.;

- об'єкти четвертої черги: прогнозні зони навколо соляних штоків, де регіонально промислові поклади ще не відомі, але прогнозуються за результатами різних досліджень (Олексіївський, Миронівський, Біляївський, Берекський та ін. соляні штоки). Довжина приштокових зон тут складає щонайменше 250 км, перспективні ресурси вуглеводневої сировини становлять 500 млн. т у.п.;

- об'єкти п'ятої черги: прогнозні зони навколо соляних штоків, які тільки прогнозуються за даними польових геофізичних та інших методів по всій території південно-східної частини ДДз з різним ступенем вірогідності (Яковенківський(?) соляний шток та ін.). Мінімальна прогнозна довжина приштокових зон соляних штоків складає 50 км, мінімальні ресурси вуглеводневої сировини становлять 100 млн. т у.п.

Отже, сумарна довжина перспективних приштокових зон соляних штоків складає близько 450 км, а сумарні прогнозні ресурси природного газу сягають майже 1 млрд. т у.п. Оскільки, у південно_східній частині Дніпровсько-Донецької западини коефіцієнт успішності пошуково_розвідувальних робіт, як правило, дорівнює 0.3, то з високим ступенем імовірності можна прогнозувати розширення відомих та відкриття нових нафтових та газоконденсатних родовищ з сумарними запасами вуглеводнів щонайменше 300 млн. т у.п., що відповідає майже половині унікального Шебелинського газоконденстатного родовища.

ВИСНОВКИ

У дисертаційній роботі науково і практично обґрунтовано вирішення актуальної проблеми нафтогазової геології - визначення контурів соляних штоків у південно-східній частині ДДз, де у приштокових зонах зосереджена значна кількість нафтових та газових родовищ.

За результатами дослідження відкладів, які перекривають соляні штоки встановлене аномальне збільшення товщин окремих стратиграфічних комплексів порід. Одним з таких стратиграфічних підрозділів є горизонт, що вміщує відклади нижньої юри та байоського ярусу середньої юри. Також встановлено, що певні значення товщин цього комплексу співпадають із контурами соляних штоків на рівні пермської та кам'яновугільної систем. Співвідношення товщин цих відкладів над контуром соляного штоку та в межах тектонічно неактивних ділянок за межами впливу соляних штоків однакове і складає у середньому 1.52. Точність прогнозу контурів соляних штоків за вказаним співвідношенням становить не менше 50 метрів.

Проведеними дослідженнями встановлена закономірність зростання коефіцієнта збільшення діаметра свердловин з наближенням до штоку. Статистичний аналіз дозволив виділяти у приштокових зонах підзони з різним рівнем тектонічної деформованості порід, яка виникла під дією процесу розвитку соляних штоків.

На підставі проведенного аналізу особливостей геологічної будови родовищ вуглеводнів, ускладнених соляними штоками, встановлено, що найбільш перспективними для утворення покладів вуглеводнів є перша підзона, що вміщує у собі приштокові блоки крутопоставлених шарів деформованих гірських порід (задири), які утворилися при прориві осадових порід соляними штоками.

Практичне значення проведених наукових висновків надає можливість:

- прогнозувати контури соляних штоків на рівні пермі та карбону шляхом визначення товщини комплексу, що вміщує відклади нижньої юри та байоського ярусу середньої юри;

- підвищити можливість геологічного прогнозування нафтогазоносності у приштокових зонах за рахунок аналізу рівня деформованогоко стану порід через коефіцієнт збільшення діаметра стовбуру свердловин;

- обґрунтувати черговість введення приштокових зон у пошукове буріння за їх перспективністю в нафтогазоносному відношенні та оцінити їх прогнозні ресурси.

РОБОТИ, ОПУБЛІКОВАНІ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ