Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины

Untitled


Министерство образования и науки Украины

Харьковский национальный университет им. В.Н.Каразина

Геолого-географический факультет

Кафедра геологии







Реферат на тему:

«Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины»







Выполнил:

студент 3 курса

геолого-географического ф-та

группы ГЗ-31

Репринцев В.И.


Проверил:

доц. Тхоржевский Э.С.


Харьков 2008


ПЛАН

Введение…………………………………………………………..3

История изучения и освоения региона……………………………………………………………….....6

Характеристика нефтегазоносности Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ)…………………………………………………………8

Нефтегазоносные комплексы ДДВ………………………...16

Районирование Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области………………………………………………………………...18

Характеристика главнейших месторождений…………….23

Заключение…………………………………………………..29

Использованная литература………………………………...30


















ВВЕДЕНИЕ

Из трех основных нефтегазоносных регионов самым молодым по времени от­крытия месторождений углеводородов и наибольшим по объемам добычи и разве­данным запасам и прогнозным ресурсам является Восточный. Здесь сосредоточено 59% разведанных запасов и 78,7% добычи нефти. Еще более высокие показатели характерны для газа (81,5% запасов и 87,6% добычи). Он представлен Днепровско-Донецкой нефтегазоносной областью, которая является частью Припятско-Донецкой нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении область распо­ложена в границах одноименной впадины, которая представляет собой составной элемент сложной внутриплатформенной рифтовой системы, получившей название Сарматского линеамента. Она рассматривается как прогиб Большого Донбасса. Западной ее границей является Припятский грабен, расположенный уже преимущественно за пределами Украины. Юго-восточным продолжением впади­ны является открытый Донецкий угольный бассейн (Донбасс), в пределах которого ожидаются значительные ресурсы метанового газа. Он адсорбирован угольными пластами или сосредоточен в небольшом количестве в трещинах и гранулярных коллекторах и находится иногда под аномально высоким давлением. Традицион­ные промышленные скопления газа здесь не встречены, однако на нескольких шах­тных полях его запасы подсчитаны и взяты на учет Государственным балансом. В целом, на землях открытого Донбасса количественная оценка прогнозных ресур­сов газа еще не выполнена.

Днепровско-Донецкая впадина (ДДВ) — общее название центрального струк­турного элемента рассматриваемого прогиба, имеющего грабенообразное строе­ние в нижней своей части, форму корытообразной впадины — в средней и пологой синеклизы. или мульды — в верхней. Составные элементы верхней и нижней частей впадины имеют собственные названия: Украинская мульда (синеклиза) и Днепров­ский, или Приднепровский грабен. Общая протяженность впадины — 400 км, ши­рина — от 50-70 на северо-западе до 130-150 км на юго-востоке. Кристаллический фундамент погружен в северо-западной части ДДВ на 5-10 км, а на юго-востоке -до 15-17 км. Краевые разломы Приднепровского грабена наклонены под углом 40-50°, иногда до 75-80°; максимальная амплитуда смещения по ним составляет 5 км. Эти разрывные нарушения по имени исследователя, впервые наметившего их, получили название линий Карпинского; их также называют Барановичско-Астраханским (северный) и Припятско-Манычским (южный) разломами. Отложения, начиная с верхов визе и включая почти весь мезозой, выходят за границы краевых разломов, образуя собственно Днепровско-Донецкую впадину. Верхний мел и кай­нозой залегают в ином структурном плане и образуют синеклизу (рис. 1).

Восточный нефтегазоносный регион размещается на левобережье Днепра. В административном отношении он входит в состав Черниговской, Сумской, Пол­тавской, Днепропетровской, Харьковской, Донецкой и Луганской областей. Вклю­чает Днепровско-Донецкую нефтегазоносную область, которая по разведанным за­пасам, потенциальным ресурсам масштабам добычи углеводородов занимает веду­щее место в Украине. Область эта является составной частью Припятско-Донецкой нефтегазоносной провинции, протягивающейся от Белоруссии через Днепровскую низменность до Донбасса и далее через его северные окраины до границы с Росси­ей. В тектоническом отношении область находится в одноименной впадине (ДДВ), захватывая часть северной окраины Донбасса, которая иногда называется Преддонецким прогибом, а также полосу южной окраины Воронежской антеклизы.








Рис 1. Схематический поперечный разрез Днепровско-Донецкой впадины но пинии Ахтырка -Новомосковск.

1-разрывные нарушения, 2 -соленосные отложения девона, 3 -дорифейский фундамент.








1. История изучения и освоения региона.


История изучения и освоения регионасравнительно проста. Первые на­ходки нефти здесь были совершены в 1935 г. при поисках калийного сырья геоло­гической партией АН УССР. Близ восточной окраины г.Ромны Сумской области из скважины ручного бурения здесь было отобрано 2 т нефти. Промышленные ее притоки из кепрока Роменского соляного штока, знаменовавшие открытие в 1937 г. месторождения, были получены в 1939 г. Это обусловило создание специализи­рованных организаций для проведения целенаправленных геолого-геофизических работ с целью поисков месторождений. Они ориентировались на поиски структур, аналогичных Роменской (Исачковский и Дмитриевский соляные купола). Однако это направление оказалось непреспективным. Работы были продолжены в после­военные годы на поднятиях, которые трактовались как криптодиапировые. Поло­жительные результаты были получены открытием в 1948-50 гг. Радченковского нефтегазового и Шебелинского газоконденсатного месторождений.

Специалисты, изучавшие историю поисково-разведочных исследований, зачастую подчеркивают случайный характер выявления углеводородных скоп­лений (В. И. Созанский и др., 1990; Б. П. Кабышев, 2002; В. Г. Космачев, 2005). Это не совсем так; правильнее говорить, что прямые проявления нефти стали «побочным результатом» изучения Роменского района. В статье Н. С. Шатского (1931), формулировавшего представления о тектонической природе соляных што­ков в ДДВ, содержатся напоминания о том, что с такими структурами в других регионах известны скопления калийных солей, а иногда нефти и серы. Скважи­ной, бурившейся в 1932 г. у г.Ромны на гипс, была вскрыта штоковая соль, что подтверждало идею солянокупольной тектоники и стало основой для прогноза нефтеносности района. Такие данные позволили почти одновременно в 1933 г. подготовить публикации Д. Н. Соболеву и В. И. Лучицкому, а затем К. И. Ма­кову, М. Г. Свитальскому и др., где обосновывалась возможность нахождения нефти во впадине. Уже в 1936 г. ИГН АН УССР была проведена специальная конференция.

Открытие Радченковского и Шебелинского месторождений стали толчком для наращивания темпов поисково-разведочных работ, особенно в течение первых 15 лет. В разных тектонических зонах впадины было открыто 34 месторождения, в том числе, Качановское, Глинско-Розбышевское, Гнединцевское, Леляковское, Рыбальское. Уже в 1962 г. регион давал большую часть добываемой в Украине нефти, а в 1964 г. — и газа. Объемы глубокого бурения постоянно возрастали; мак­симального значения они достигли в 1967 г. (358,9 тыс. пог. м). Именно с этого времени были переориентированы поиски и разведка на глубины 3-5 км, резко воз­растали объемы сейсморазведочных работ.

Изучение и промышленная оценка погребенных структур и, прежде всего, межкупольных складок Машевско-Шебелинского газоносного района привели к многочисленным открытиям, в том числе крупных Ефремовского, Западно-Крестищенского, Яблуновского, Котелевского, Березовского и других месторожде­ний. Существенно изменилось распределение разведанных запасов по глубинам. С 1970 г. в связи с постоянно растущим дефицитом поисковых объектов была успешно начата промышленная оценка малоамплитудных поднятий на малых и средних глубинах. Это позволило вернуться к участкам, где уже проводились гео­логоразведочные работы, и после пересмотра материалов исследований, выявить значительное количество новых объектов. Так были открыты рентабельные для добычи углеводородов Суходоловское, Юрьевское, Виноградовское, Березовское и другие месторождения.

Первая попытка поисков залежей углеводородов в ловушках неантиклиналь­ного типа (Северо-Голубовское месторождение, 1960) была неудачной и надолго остановила такие работы. В дальнейшем опыт таких исследований приобретался в результате попутного изучения таких объектов. Только с середины 1980-х годов началась их систематическая подготовка и введение в глубокое бурение, в частнос­ти на склонах отрицательных структур третьего порядка. Открытие Волошковского и других месторождений подтвердило эффективность этого направления работ.

С конца этого десятилетия начато освоение новой территории — северного борта ДДВ. Здесь нефтегазоносными оказались не только отложения палеозоя, но и образования кристаллического фундамента, из которых получены промыш­ленные притоки углеводородов на Хухрянской и Юльевской площадях. Разработ­ка, совершенствование и внедрение в практику новых технологии сейсморазведки, выбор оптимальных направлений поисково-разведочных работ на разных этапах изучения и оценки нефтегазоносности площадей Восточного региона увенча­лись открытием за сравнительно короткий интервал времени (до начала 1994 г.) 205 месторождений нефти и газа. В их числе нужно назвать открытое совсем не­давно Кобзевское месторождение.


2. Характеристика нефтегазоносности Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ).


Нефтегазоносностьвпадины характеризуется высоким уровнем изученнос­ти; ресурсы ее недр оценены на площади 75 тыс. кв. км. Объем перспективных отложений в ее пределах превышают 0,35 млн. куб. км и по этим показателям ре­гион занимает одно из ведущих мест в Европе. Промышленная продуктивность установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от юрских до архейско-протерозойских образований. Всего в разрезе фанерозоя выделено 99 продуктивных горизонтов (ГТГ) с залежами углеводородов.

Физико-химические свойства, компонентный состав углеводородов впадины чрезвычайно разнообразны и зависят как от термобарических условий в недрах, так и от распределения органического вещества на глубинах. При низких темпера­турах вещество системы имеет повышенное содержание нафтеновых, а при высо­ких — ароматических соединений. По соотношению газовой и жидкой фаз выделя­ются четыре типа углеводородов: углеводородные газы, газоконденсаты, системы переходного состояния и нефти; разделение двух последних является условным.

Углеводородные газы без конденсата встречаются редко. К чисто газовым от­несено лишь 10 небольших по запасам месторождений. Они размещаются в юго-восточной части региона. К северо-западу, начиная от линии Качаловского-Новоукраинского-Голубовского месторождений, залежи газа чередуются со скоплени­ями нефти. Таких месторождений насчитывается 48. Ближайшие от поверхности скопления газа встречены на Спиваковском (440 м) и Ольховом (450 м) месторож­дениях. На глубинах более 5000 м они известны в 34 месторождениях. Основные разведанные запасы газа приходятся на интервалы 1500-2000 м (25,2%) и 3500-4000 м (21,45%); на глубинах более 5000 м их пока насчитывается 6,25%.

Газоконденсатные залежи, как и скопления углеводородных газов, выявлены в широком стратиграфическом диапазоне. Месторождений таких 115. Пространс­твенное их размещение имеет свои особенности. Наиболее богатые газоконденсат­ные залежи сосредоточены на ограниченном участке северной прибортовой зоны — Анастасьевское, Талалаевское, Васильевское и др. месторождения. Извлекаемые запасы конденсата размещаются на глубинах 3500-4000 м (25,8%) и 4000-5000 м (38,5%); в диапазоне глубин 1500-2000 м объем конденсата составляет 4,9%. Сис­темы переходного состояния — углеводородные флюиды с большим количеством растворенного газа или большое содержание конденсата в газе — пока изучены в недостаточной степени и не имеют четких критериев определения и размещения.

Нефть выявлена в нефтяных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях. Открыто 32 месторождения, в которых известны лишь не­фтяные залежи. Основные их скопления сосредоточены в крайней северо-западной части ДДВ и в пределах Ахтырского структурного выступа. Наибольшие началь­ные запасы нефти выявлены в пределах Леляковской (60 млн. т) и Гнединцевской (более 48 млн. т) газонефтяных структур и Бугруватского месторождения нефти (более 20 млн. т). Наиболее глубокая залежь выявлена в турнейских образовани­ях Суховской площади (5050 м). Ближайшие от поверхности залежи содержатся в Решетниковском (500 м) и других месторождениях. Основные разведанные запасы нефти связаны с глубинами 1500-2000 м (49,7%) и 3500-4000 м (19,6%). Имеются не­фти как резко недонасыщенные растворенным газом (Рг/Рн = 0,07-0,20), известные на Гнединцевском, Ярошевском и др. месторождениях, так и предельно насыщенные (Рг/Рн = 1,0) на Игнатьевском, Яблуновском и др. месторождениях.

По физико-химическим свойствам углеводороды чрезвычайно разнообразны. Основной составной частью свободных газов является метан, содержание которого колеблется от 35% (Мелковское месторождение) до 99,6% (Краснопоповское мес­торождение). В пределах одного месторождения свободные и растворенные газы могут существенно отличаться по своему составу. Из попутных нефтяных газов обращает на себя внимание необычные по составу газы Гнединцевского месторож­дения (нижняя пермь-верхний карбон), в составе которых резко преобладают гомо­логи метана с пиком, приходящимся на пропан (около 50%), и содержанием метана не более 2-4%. Среди региональных особенностей углеводородных газов принято отмечать наличие гелия в промышленных концентрациях (до 0,14-0,17% на Коро-бочкинском месторождении), а также почти полное отсутствие сероводорода.

Преобладающая часть конденсатов впадины по своему составу нафтеново-метановая, лишь местами ароматично-метановая. Главное место в ней занимает бензиновая фракция, наибольшая концентрация которой зафиксирована в углево­дородах южной прибортовой зоны (до 70-90%). В них почти отсутствуют смолис­тые вещества и парафины. Содержание серы незначительное.

Нефти по своим физико-химическим свойствам, а также групповым, углево­дородным и фракционным составом достаточно разнообразны. Количество рас­творенного в них газа изменяется от 20 до 350 куб. м/ куб. м. Большинство изу­ченных нефтяных залежей (77%) залегают на глубинах более 3000 м. Плотность нефти составляет 650-990 кг/куб. м. Содержание серы 0,02-0,63%, парафинов 1-4%. Наблюдается закономерное увеличение насыщения нефти парафином с глуби­ной. Содержание асфальтово-смолистых компонентов чаще колеблется в пределах 3-16%. По групповому составу нефть региона относится к метаново-нафтеновому, нафтеново-ароматичному, ароматичному или чаще нафтеново-метановому типу.

Гидрогеологические условия нефтегазоносной области ДДВ характеризуют­ся следующими закономерностями. В разрезе впадины выделяется два гидрогео­логических (гидродинамических) этажа. Верхний этаж, включающий водоносные горизонты кайнозоя и мела, повсеместно, а более древние образования (юра, триас, местами карбон) только в периферических частях бассейна на глубинах от 200-300 и до 1000-1200 м, характеризуются артезианской циркуляцией инфильтрогенных, преимущественно пресных вод с газами атмосферного генезиса. Этаж включает две гидродинамические зоны — активного (кайнозой, верхний мел) й замедленного (сеноман-нижний мел и юра) водообмена и соответствует зоне гипергенеза.

Промышленные залежи углеводородов в этом этаже впадины неизвестны. Здесь иногда встречаются только небольшие нефтегазопроявления в очагах восходя­щей разгрузки из горизонтов нижнего этажа, связанные с соляными куполами и тектоническими нарушениями.

Нижний гидрогеологический этаж в центральной части ДДВ располагается под бат-байосским региональным флюидоупором. К периферии его кровля пере­мещается в триас, карбон, а затем он полностью выклинивается в осадочном чехле на бортах впадины при глубине залегания фундамента около 1000 м. В нижнем этаже также выделяются две гидродинамические зоны. Верхняя открытая зона, со­ответствующая зоне начального катагенеза, развита до глубин 4-5 км (на окраинах Донбасса меньше). Она характеризуется гидродинамическим режимом, близким к застойному. Отсутствие широкого латерального перемещения подземных вод подтверждается горизонтальным положением контактов газ-вода и нефть-вода. В данной зоне развиты седиментогенные рассолы от весьма слабых до весьма крепких, происхождение которых связывается с захоронением и метаморфизацией вод древних бассейнов седиментации различной солености, в основном рапы ран-непермских и девонских эвапоритовых бассейнов.

К верхней зоне нижнего этажа приурочено абсолютное большинство выяв­ленных в регионе залежей нефти и газа. В преимущественно красноцветном нижнепермско-верхнекаменноугольном комплексе залежи существуют на регио­нальном фоне азотных водорастворенных газов и окружены углеводородными оре­олами рассеяния газов из залежей, что отражает их формирование в результате восходящей миграции углеводородов из нижележащих комплексов. В сероцветных комплексах среднего и нижнего карбона в данной зоне регионально развиты уг­леводородные водорастворенные газы с высокой (местами предельной) степенью газонасыщенности.

Нижняя закрытая зона нижнего гидрогеологического этажа соответствует зоне глубинного катагенеза и развита на глубинах более 4-5 км (на окраинах Дон­басса выше) в зоне пластовых температур более 120 «С. Она располагается под ка-тагенетическим флюидоупором, представленным сильно уплотненными и сцемен­тированными породами. Кровля зоны в северо-западном направлении и к бортам последовательно перемещается из среднего в нижний карбон и девон; а затем пол­ностью выклинивается в осадочном чехле. Для данной зоны характерно споради­ческое развитие замкнутых и ограниченных по размерам природных резервуаров, представляющих термодегидратационные системы со сверхгидростатическими пластовыми давлениями, разгрузка флюидов из которых периодически происходит в вышележащую зону по раскрывающимся тектоническим нарушениям. В насто­ящее время в данной зоне выявлено небольшое количество промышленных зале­жей (Березовское, Степовое) и отмечено большое количество газоводопроявлений. Воды здесь седиментогенные и литогенные с относительно пониженной минера­лизацией (70-150 г/л). Состав газов углеводородный, метановый с повышенным содержанием углекислоты и метаново-утлекислый.

Пластовые давления в большинстве залежей нефти и газа, приуроченных к верхней открытой гидродинамической зоне нижнего этажа, имеют гидростати­ческую природу. В водоносных горизонтах и на контактах газ-вода и нефть-вода пластовые давления соответствуют региональным гидростатическим с коэффи­циентом пластового давления (коэффициентом аномальности), изменяющимся в пределах 1,03-1,12. В залежах пластового типа, имеющих обычно небольшую высоту, избыточные пластовые давления, возникающие в верхних частях зале­жей вследствие разницы плотностей воды и углеводородного флюида, мало отли­чаются от регионального гидростатического. Коэффициент пластового давления здесь обычно 1,05-1,15.

В массивно-пластовых газоконденсатных залежах комплекса нижней перми-верхнего карбона юго-востока ДДВ, имеющих большую высоту (до 1 ООО м и более) в верхних частях залежей возникают большие избыточные пластовые давления, намного превышающие региональные гидростатические (Шебелинское, Крестищенское и др.). Коэффициент пластового давления достигает значений 1,4-1,8 на глубинах 1300-2800 м и пластовые давления становятся аномально высокими (АВПД). На газо-водяных контактах этих залежей пластовые давления соответс­твуют региональным гидростатическим.

В нижней закрытой зоне нижнего гидрогеологического этажа в замкнутых газоводоносных резервуарах на глубинах более 4-5 км встречены сверхгидроста­тические пластовые давления (СГПД), которые по величине также являются ано­мально высокими с коэффициентом аномальности от 1,2 до 2-2,1. Сверхгидроста­тические пластовые давления с коэффициентом аномальности 1,5-2,04 на глубинах 1900-2800 м встречены также в изолированных внутрисолевых карбонатных ре­зервуарах нижнепермской хемогенной толщи на юго-востоке ДЦВ (Мелиховское, Кегичевское, Медведовское месторождения).

Коллекторы нефти и газа были и остаются предметом детального изучения. При проведении региональных и поисково-разведочных работ объектом изучения были, прежде всего, терригенные коллекторы. Именно в них сосредоточена преоб­ладающая часть открытых залежей. Коллекторские свойства карбонатных пород изучены значительно слабее. На ёмкостно-фильтрационные характеристики терригенных пород до глубин 3500-4000 м существенно влияют условия седиментации. Для всех литолого-стратиграфических комплексов закономерным является то, что при их погружении ухудшаются коллекторские свойства песчано-алевролитовых образований. Чем меньшее в них содержание глинистого цемента, тем лучше со­храняются функции коллектора на больших глубинах.

Терригенные породы девонского нефтегазоносного комплекса характеризу­ются значительным содержанием глинистого цемента (до 20-35%), поэтому первичнопористые коллекторы даже на небольших глубинах относятся к V-VI клас­сам с эффективной пористостью до 6%. Для всех песчаных горизонтов карбона установлена единая закономернос