Реферат: Днепровско Донецкий Припятский и Днепровско- Донецкий нефтегазоносный бассейн
Вехний отдел.
В Днепровском грабене пестроцветные песчано-глинистые породы с прослоями из-ков, углей. Мощность 50-250 м ( СЗ ) – 1300 м ( ЮВ ).
В Припятском прогибе выделен условно. Пестроцветные песчано-глинистые отложения. Мощность около 30 м.
ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА.
В Днепровско – Донецком прогибе нижний отдел снизу вверх представлен пестроцветными глинами с прослоями доломитов; соленосной толщей с прослоями ангидритов, терригенных пород.в крайней СЗ части прогиба соль отсутствует и мощность здесь 300-350 м. На ЮВ мощность увеличивается до 1650 м.
В Припятском прогибе нижнепермские отложения распространены в отдельных погруженных участках центральной зоны и представлены песчано-глинистыми породами с прослоями карбонатов и сульфатов. Мощность 10-160 м.
Верхний отдел сложен в основном песчано-глинистыми породами, в Припятском прогибе в погруженных зонах встречаются прослои ангидритов и солей. Мощность здесь иногда до 750 м, в Днепровском прогибе 10-150 м.
ТРИАСОВАЯ СИСТЕМА .
В Днепровском грабене присутствуют все три отдела, при этом Т3 развит неповсеместно. Преобладают песторцветные песчано-глинистые породы с гравелитами, конгломератами в Т1. Мощность 500-1200 м. В Припятском прогибе разрез по строению близок, а мощность 700-850 м .
ЮРСКАЯ СИСТЕМА .
Наиболее полные разрезы J1 – J2 на ЮВ Д-Д прогиба. Это морские и континентальные песчано-глинистые с прослоями из-ков породы. В I3 в Днепровском прогибе наряду с песчано-глинистыми породами развиты из-ки, в том числе и рифогенные. Мощность юрских отложений в Д-Д прогибе от 100 до 500 м .
В Припятском прогибе разрез начинается с континентальных угленосных отложений J2 , а суммарная мощность J2-J3отложений не превышает 300 м .
МЕЛОВАЯ СИСТЕМА .
Нижний мел до сеномана включительно сложен песчано-глинистыми отложениями. Мощность от 150 м ( Припятский прогиб ) до 500 м ( Д-Д прогиб ). Вышележащая часть верхнего мела сложена писчим мелом , мергелями, известняками. Мощность от 100 м ( Припятский прогиб ) до 700 м ( D-D).
Палеогеновые отложения – песчано-глинистые мощностью 30-180 м в Припятском прогибе и от 300-400 м до 700 м ( в глубоких депрессиях ) в Д – Д прогибе.
Неогеновые отложения распространены не повсеместно. Это континентальные песчано-глинистые образования мощностью 25-30 м ( Д – Д прогиб ) и 70-80 м ( Припятский прогиб ).
Четвертичные пески , супеси , морены мощностью 40-60 м иногда до 140-150 м .
НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ .
В Днепровско – Донецко – Припятском бассейне выделяют 6 нефтегазоносных комплексов.
1.Девонский подсолевой ( эйфельско – франский ) мощностью преимущественно от 0 до 3000 м. Делится на две части : нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.
Терригенная часть ( эйфельско-нижнефранская ) сложена преимущественно песчано-алевролитовыми отложениями. Коллекторы песчаники, алевролиты с ср. отк. порист. от 1 до 25%, прониц. от 0,1-80 до 100-150 мД. Мощность и литологический состав резко изменяются по площади.
Верхняя часть комплекса ( Саргаевско – Воронежская ) сложена карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями. Коллекторы трещиновато – кавернозные доломиты и известняки. Мощности горизонтов выдержаны , а емкостные свойства резко изменяются. Открытая пористость от 3 до 25%, проницаемость от 20 до 1000 мД. Улучшение емкостных свойств связано с зонами несогласий в кровле саргаевского , петинского и воронежского горизонтов.
Региональной покрышкой для комплекса служат глинисто-сульфатные евлановские и соленосные ливенские отложения. Продуктивен комплекс в Припятском прогибе. На долю комплекса приходилось около 21% нач. изведанных запасов нефти всего бассейна.
2. Межсолевой ( нижнефаменский ) комплекс. Мощность его от 0 до 1800 м . Сложен он известняками , доломитами ( Припятский прогиб ) и песчаниками, алевролитами ( Д-Д прогиб ) задонско-елецкого возраста. Для комплекса характерны резкие изменения мощностей ( до 0 в сводах крупных структур ).
С севера на юг в Припятском грабене отмечается глинизация комплекса, а в южной зоне преобладание терригенных пород. В разрезе выделяется от 4 до 6 продуктивных горизонта, пористость изменяется от 1 до 20 % и проницаемость от единиц до 1150 мД . Региональной покрышкой комплекса служит соленосная толща елецко-лебедянского возраста. Продуктивен комплекс в Припятском прогибе . На его долю приходилось около 20% от нач. разв. запасов нефти всего бассейна.
3. Нижнекаменноугольный комплекс мощностью 700-2000 м сложен в основном песчано-глинистыми породами с подчиненными прослоями карбонатных отложений. Глинистая толща разделяет комплекс на турнейско- нижневизейскую терригенно-карбонатную часть и верхневизейско-серпуховскую преимущественно терригенную. Коллекторы песчаники, алевролиты, из-ки. Всего в разрезе выделяется около 30 продуктивных горизонтов. Региональной покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения башкирского яруса. Продуктивен в Д-Д прогибе. На его долю приходилось около 20% нач. раз. запасов УВ. Коллекторские свойства невысокие ( пор. 8-10-15% ). Залежи литологически экранированные комбинированные.
4. Среднекаменноугольный комплекс мощностью 800-3000 м сложен терригенно-карбонатными породами, причем карбонатные пачки иногда достигают большой мощности. Коллекторы – песчаники, алевролиты, реже карбонатные отложения. Региональной покрышкой служат глины в верхней части московского яруса. Залежи нефти и газа в Д-Д прогибе. На его долю приходилось около 4% нач. разв. запасов УВ.
5. Верхнекаменноугольно – нижнепермский комплекс мощностью 1100-1360 м сложен терригенно-карбонатными и сульфатно-галогенными породами. Коллекторами в верхнем карбоне служат песчаники и алевролиты с высокой пористостью ( 25-35% ) и хорошей проницаемостью ( 600-1000 мД). Мощности и коллекторские свойства часто резко меняются , но встречаются и выдержанные пласты. Коллекторами в нижней перми служат трещиноватые и кавернозные карбонаты, ангидриты и песчаники. Залежи в этом комплексе пластовые и массивные. Региональной покрышкой служат глинистые породы Р2 или соли Р1 . Продуктивен в Д – Д прогибе. На его долю приходилось более 60% нач. разв. запсов УВ бассейна.
6. Верхнепермско – мезозойский (Р2 – Т – J –К) комплекс мощностью 100-2000 м сложен терригенно-карбонатными породами. В нижней части коллекторы терригенные и карбонатные в Т1 и терригенные в Р2 . Покрышкой для этой части комплекса служат красноцветные глины Т3 . В верхней части комплекса коллекторы чаще всего песчаники в базальной пачке J . Покрышкой служат глины бат – байосского возраста. Продуктивен комплекс на ряде месторождений Д – Д прогиба. На его долю приходилось около 1% нач. разв. запасов бассейна.