Реферат: Днепровско Донецкий Припятский и Днепровско- Донецкий нефтегазоносный бассейн
Авторы этой публикации предлагают рассматривать фундамент как самостоятельный комплекс, особенно на тех участках, где породы фундамента длительное время подвергались выветриванию, а также в районах со значительными тектоническими напряжениями ( сжатиями, растяжениями ), в результате которых возникают зоны разуплотнения ( дилатансии ) горизонтально ориентированные. Представляют интерес и глубинные зоны деструкции за счет флюидо-геохимического превращения ряда минералов ( зоны глибинного выщелачивания ).
В Днепровско – Донецко – Припятском бассейне преобладают залежи пластовые. Встречаются тектонически, литологически и стратиграфически экранированные. Массивные редко встречаются, но в них основные запасы. В последние годы открыты залежи в комбинированных ловушках. Месторождения преобладают многопластовые, антиклинального типа, много м-ний связано с соляными структурами. Наиболее глубокая нефтяная залежь на Тростянецком месторождении (> 4920 м ) в турнейском ярусе, наиболее глубокая газовая залеж на Камышинской структуре в турнейском ярусе ( > 6050 м ). По типу флюидов залежи и месторождения разнообразные.
НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ .
Для бассейна характерна определенная площадная дифференцированность в распределении различных типов углеводородов. В СЗ части преобладают нефтяные углеводороды, в центральной – как газовые, так и нефтяные, на востоке, юго-востоке газовые. В целом разведанные запасы газа в бассейне значительно превышают запасы нефти и конденсата. Некоторые исследователи считают, что газовые месторождения ЮВ бассейна сформировались в результате миграции газов, генерировавшихся при метаморфизме угленосных толщ карбона Донбасса и его СЗ окраин.
По особенностям строения и характеру н/г в бассейне выделяют две НГО ( бассейна ) Припятскую и Днепровско – Донецкую.
Днепровско – Донецкая нефтегазоносная область занимает в основном Днепровско – Донецкий грабен и Придонецкую ступень. Продуктивны в области отложения от Д3 до J – К . Преобладают газовые и газоконденсатные залежи. Основной объем разведанных запасов сосредоточен в верхнекаменноугольно – нижнепермском и нижнекаменноугольном н/г комплексах.
По ососбенностям геологического строения и нефтегазоносности в области выделяют 7 нефтегазоносных районов, названия которых по разным источникам несколько отличаются. По материалам Л. В. Каламкарова ( 2003 г ) в области открыто > 150 месторождений: 85 газовых и г/к ; 8 газовых и н/г; 30 – нефтяных и 33 н/г/к .
В крайней СЗ части области выделяются Монастырищенковский ( Монастырищенковско – Прилукский ) нефтеносный район. Продуктивен преимущественно нижний карбон. Месторождение Прилукское , Монастырищенское и др.
Основной по добыче нефти Леляковско – Солоховский н/г район расположен восточнее, занимая часть центральной и южной прибортовой зоны. Продуктивны отложения от Д до J. Основные запасы УВ в С1 и С3 – Р1 . Ряд месторождений открыт на глубинах > 5 км Луценковское, Яблуновское ( Д3 , С1 , С2 ).
В пределах наиболее погруженной части центральной зоны расположен основной по разведанным запасам и добыче газа Машевско - Шебелинский ( Орчиковский ) газоносный район. Нижнепермская соленосная толща здесь вместе с девонскими штоками образует сложные соляные тела грубовидной формы, осложняющие крупные валы субширотного простирания. Месторождения в основном связаны с межкупольными брахиантиклиналями. Оснвные запасы в С3 – Р1 комплексе. Шебелинское, Западно – Крестищенское, Ефремовское г. и г/к месторождения.
На западе северной прибортовой зоны выделяется Талалаевско – Рыбальский г/н район. Продуктивны отложения от С1 до J. М- ния связаны с солянокупольными стр-рами и блоковыми поднятиями, не осложненными соляным тектогенезом. Кагановское, Котелевское и др. м-ния.
В юго-восточной части северной прибортовой зоны выделяется Рябухинско – Северо – Голубовский газовый район. Район характеризуется слабым проявлением соляного тектогенеза. Здесь развиты приразломные структуры , малоамплитудные приразломные поднятия , структурные носы и террасы , осложняющие прибортовую моноклиналь. Основные газовые залежи в С2 . Балаклейское , Северо – Голубовское и др. м – ния.
В юго-восточной части южной прибортовой зоны расположен Руденковский г /н район (Зачепиловско-Левенцовский). Продуктивен в основном С и С2 Руденковское и др. месторождения.
На юго-востоке области в пределах Преддонецкий (Северо-Донбасский) газоносный район. Месторождения связаны со структурами блокового строения, сопряженными с разломами. Основные запасы газа связаны со С2 комплексом. Залежи пластовые сводовые и тектонически экранированные – Астаховское, Кондрашевское, Краснопоповское многопластовые газовые и газоконденсатные месторождения.
Самым крупным по запасам Преддонецкой ступени выделяется месторождением является Шебелинское (1950). Расположено на востоке центральной зоны Д-Д прогиба (грабена). Начальные запасы свободного газа 650 млрд.м3 конденсата 8,3 млн.т. месторождение приурочено к крупной(12х30 км) высокоамплитудной структуре СЗ простирания. А по каменноугольным отложениям 1200 м, по Р1 ~ 1000 м по J – 500 – 600 м по К2 – 370 м. по МZ отложениям складка симметричная с небольшими углами падения крыльев, по Р горизонтам – резко асимметричная с относительно крутым ЮЗ крылом (10 – 12 градусов). Структура разбита многочисленными нарушениями продольными и поперечными на вертикально смещенные блоки с А смещения от 80 до 200 м. в пределах структуры отмечается мощкая (до 700 м) соленосная толща Р, но отсутствуют резко выраженные проявления соляной тектоники. А нарушений значительно уступает толщине покрышек.
В разрезе выявлено 17 газоносных горизонтов на глубинах от 800 до 2400 м. наиболее крупные залежи в Р1 , С3 , небольшие в Т и вышележащих МZ отложениях. Основными горизонтами являются:
1) нижнеангитритовый мощ. 150 м.; 2 ) медистые песчаники Р1 ( пл. М1 – М5 ) мощность 450 м ; 3) араукаритовая свита С3 (пл. А0 – А5 ) мощность 450 м. Все газоносные пласты в Р1 и С3 по тектоническим нарушениям сообщены между собой образуя единую пластово – массивную залеж с единым гВК – 2240м . Этаж газоносности 1100-1200м . Залеж в триасе приурочена к пласту, сложенному чередованием песчаников, алевролитов, глин и картонатных пород мощностью 40-60м. Газ преимущественно сухой, метановый, содержание конденсата 14 см.куб./м.куб.
Примером достаточно крупного нефтегазового месторождения является Кагановское нефтегазовое месторождение. Оно расположено в серверной прибортовой зоне. Приурочено к поднятию с глубокопогруженным докаменноугольным соляным штоком , где ядро соли на глубине > 4 км. Открыто в 1957 г . По надсолевым горизонтам это куполовидная складка, разбитая нарушениями на ряд блоков. Амплитуда смещения 15-190 м . По Р1 отл. размер 9,5*14,5 км. Выявленные залежи нефти и газа в Т, С1 -2-3 - и Р-1-2 ( 20-25 продуктивных горизонтов ) образует этаж н/г в 2000 м. Залежи преобладают нефтяные, пластовые сводовые, тектонически экранированные, в Т-массивная. Коллекторы в основном песчаники и алевролиты. Наибольшее кол-во горизонтов ( 11 ) в С1 комплексе, в С2 – 8 горизонтов.
Леляковское нефтяное месторождение расположено в западной части Центральной зоны и приурочено к пологой брахиантиклинали, не нарушеной соляной тектоникой. Открыто в 1962 г. Нефть в С3 и Р1 образует массивную залежь с единым ВНК.
Глинско – Разбышевское н/г/к месторождение (1958) приурочено к брахиантиклинальной складке состоящей из двух куполов и осложненных многочисленными поперечными и диагональными нарушениями, пронизывающими всю толщу пород от С1 до К. Расположено мес-ние в центральной зоне. Д3 соль образует глубокопогруженное ядро (>4 км). В разрезе Д3 – С – Р1 - 11 залежей нефтяных, г/н и г.
Распашновское г/к месторождение (1973) расположено в центральной части Центральной зоны. Приурочено к моноклинальному блоку в приштоковой зоне. Моноклинали осложнены тектоническими нарушениями. Продуктивны Р1 , С-3-2-1 отложения. Залежи пластово – массивные, тектонически и литологически экранированные.
ПРИПЯТСКАЯ НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ .
Приурочена к одноименному прогибу. Продуктивны подсолевые и межсолевые девонские в основном карбонатные породы. Основной объем нач. разв. запасов нефти находится в Северной структурно – тектонической зоне, небольшая часть в Центральной зоне.
В области выделяют Северный нефтеносный район, Центральный и Южный.
Центральный район приурочен к одноименной структурно – тектонической зоне. Здесь открыты нефтяные месторождения в подсолевых и межсолевых девонских отложениях. Эти месторождения расположены в Савичско – Зареченской зоне нефтенакопления. М – ние Комаровичское.
Северный район приурочен к одноименной структурной зоне. Для него характерно соответствие структурных планов подсолевых и межсолевых девонских отложений, наличие в подсолевом этаже линейно вытянутых ( до 150 км ) тектонических ступеней преимущественно с северным падением и ослажненных блоками и приразломными поднятиями. С этими ступенями связаны 5 валообразных зон, в пределах которых сосредоточены месторождения. Здесь известно более двух десятков многопластовых нефтяных месторождений, которые образуют пять нефтегазоносных зон: 1. – Северная прибортовая; 2 – Чернинско – Первомайская; 3. – Дубровско – Александровская; 4. – Речицко – Вишанская; 5. – Малодушкинская. Продуктивны подсолевые и межсолевые отложения. Для подсолевого комплекса характерны пластовые тектонически экранированные залежи, для межсолевого – массивные или массивно – пластовые с элементами тектонического или литологического экранирования. Одно из наиболее крупных месторождений – Осташковичское, кроме него Речицкое, Вишанское, Давыдовское, Тишковское и др.
Южный район приурочен к одноименной структурной зоне. Он характеризуется относительно спокойным характером тектоники, в межсолевом комплексе девона увеличивается роль терригенных отложений. Перспективными считаются подсолевые и межсолевые отложения девона.
Всего в Припятской нефтеносной области открыто свыше 50 нефтяных и нг месторождений таких как Речицкое, Осташковичское, Вишанское и др. ( Л. В. Каламкаров, 2003 ).
Нефти легкие малосернистые.