Волино-Подільської плити (з використанням даних б.П. Різуна і е.І. Чижа, 1980)

3.3 Газоносний район Закарпатської западини

В Закарпатській западині проявлення горючого газу відмічались ще в минулому столітті при експлуатації покладів кам’яної солі.

Пошукові роботи бурінням на поклади вуглеводнів були розпо­чаті тут наприкінці нашого століття. Але тільки в 1982 році біля м.Солотвино при бурінні свердловини № 68-3 при глибині забою 1031 м із соленосних відкладів Тереблінської світи тортону відбувся вибух газу і свердловина фонтанувала з дебітом біля 20,0 тис. м³/добу, фонтан газу був "задавлений" тільки через 4 тижні. Ця свердловина є свердловиною - відкривачем першого родовища вуглеводнів газу в Закарпатті, відкриття якого свідчать про промисло­ву газоносність Закарпатської западини.

Геологічний розріз Солотвинського родовища газу складається з крейдяно-палеогенових і неогенових відкладів.

Крейдяно-палеогенові відклади складають фундамент Закарпатсь­кої западини. Відклади крейди (сенон) представлені теригенними ут­вореннями в основному пісковиками і алевролітами.

Палеогенові відклади представлені фаціями 2-ох типів: фації темно-сірих і чорних пісковиків з перешаруваннями аргілітів і алевролітів того ж кольору і фації коричневих і зеленуватих алевритистих аргелітів з перешаруваннями пісковиків, різноманітного кольору конгломе­ратів, туфових пісковиків і туфітів.

Неогенові відклади представлені піроклаетичними, соленосними і пісчано-глинистими осадами. В основі неогену залягають туфи і туфіти новоселицької світи товщиною до 370 м. Новоселицька світа, перекривається піщано-глинистою товщею Талаборської світи, вище якої залягає глиниста Тереблянська світа.

Антропогенові відклади складаються суглинками і галичниками товщиною до 50 м.

Солотвинське родовище газу зв’язано з брахиантиклінальною складкою, в ядрі якої знаходиться соляний шток. Виходи на денну поверхню солі цього штоку фіксуються на північно-західній діль­ниці Солотвинської брахиантикліналі. Розмір штоку на абсолютній відмітці +210, м дорівнює 2000×850м.

Структурний план підсолеових відкладів не співпадає із струк­турними планами по солевим і надсолевим утворенням.

Продуктивними на Солотвинській структурі є відклади талабор­ської світи неогену. Колектори представлені пісковиками. Треба відмітити, що на Солотвинській площі на даний час газонасиченість підтверджена і у відкладах дубровської світи палеогену. При вип­робуванні свердловин 4 і 5 з цих відкладів були одержані абсо­лютно вільні дебіти газу до 80 тис.м³- на добу.

3.4 Основні відомості про термобаричні умови і розповсюдження родовищ вуглеводнів в Західноукраїнському нафтогазоносному регіоні

В Західноукраїнському нафтогазоносному регіоні досліджується закономірність розповсюдження нафтових і газових родовищ, а також аномальних пластових тисків в природних резервуарах. Аномальність завищенних температур в Західному нафтогазоносному регіо­ні в розкритих на даний час відкладах не відмічається. Там, де були заміряні в свердловинах температури, вони відповідають заниженим значенням геотермічних градієнтів, про що свідчать зна­чення геотермічних ступенів (див. таблицю 9). Нафтові, і газокон­денсатні скупчення в цій області локалізуються, в основному у Внутрішній зоні Передкарпатського прогину. З північного заходу на південний схід основними родовищами нафти і газоконденсату тут являються Старосамбірське, Бориславське, Танявське, Північно-Долинське, Долинське, Спаське, Гвіздецьке, Пнівське, Битківське та інші. Цікаво відмітити, що майже всі поклади вуглеводнів Внутріш­ньої зони Передкарпатського прогину характеризується початковим аномально-високим, тобто надгідростатичним пластовим тиском з і коефіцієнтом гідростатичності (аномальності) більше як 1,2, а іноді досягає величин 1,8 і навіть 2,0 (поклади нафти, у відк­ладах .менілітової світи Гвіздецького родовища).

Це явище можна пояснити дією тектонічного фактору, так як родовища вуглеводнів у Внутрішній зоні належать до дуже стиснених брахіантиклінальних складок, які характеризуються високими коефі­цієнтами інтенсивності, (коефіцієнт інтенсивності - це відношення амплітуди складки до її площі в межах останньої замкнутої ізогіпси). Ймовірно, що у зоні, яка розглядається, формування нафтових покладів у процесі вторинної міграції флюїдів створювалось при форму­ванні складок. Одночасно формувались в покладах вуглеводнів ано­мально високі пластові тиски, завдяки інтенсивному стискуванню пластів в брахіантиклінальні складки. Згідно досліджень І.В.Висоцького в процесі утворення покладів вуглеводнів у Внутрішній зоні Передкарпатського прогину, де знаходиться більшість нафтових родовищ Карпатського регіону, розпочався з сармату і продовжуєть­ся до нащих днів. Пік утворення покладів по І.В.Висоцькому відно­ситься на кінець пліоцена, коли почалось формування структурних форм, з якими ці поклади генетично пов’язані.

Навпаки, у Зовнішній зоні Передкарпатського прогину спосте­рігаються, в основному, газові родовища. З північного заходу на південний схід це такі основні родовища: Мединичі, Більче-Волиця, Рудки, Угерсько, Кадобно, Богородчани, Косівське, Чорногузьке та інші. Всі ці родовища належать до пологих слабо стиснених антик­ліналей, які характеризуються низькими значеннями коефіцієнтів інтенсивності структур. Внаслідок відсутності тут дії складкоутворювальних тектонічних рухів і стискування колекторів, пок­лади вуглеводнів Зовнішньої зони Передкарпатського прогину характеризуються низкими початковими пластовими тисками, а іноді : плас­товими тисками, меншими за гідростатичні (тобто з коефіцієнтом гідростатичності рівним, менше 1). Це пов’язано, мабуть, з проце­сом дегазації природних резервуарів.

Винятком у Зовнішній зоні Передкарпатського- прогину є пок­лади вуглеводнів родовищ.Коханівка і Лопушна, де в юрських відк­ладах, як; уже вказувалось вище, мають місце нафтові скупчення. Пластовий тиск у Лопушнянському: родовищі характеризується також достатньо високим коефіцієнтом гідростатичності (до 1,8), що зв’я­зано мабуть з тим, що ця частина Зовнішньої зони Передкарпатського прогину знаходиться майже повністю під насувом товщі в 3-4 тис.метрів Складчатих флішевих утворень Покутсько-Буковинських Карпат, які впливають на стискування колекторів в мезозойських відкладах Зовнішньої зони Передкарпатського прогину, а також створює умови захороненості в них покладів вуглеводнів.

Львівський палеозойський прогин Волино-Подільської плити ха­рактеризується, як можно було побачити із відповідної глави, роз­повсюдженням газових покладів. Знаходяться вони в девонських від­кладах, на які в даний геологічний час впливу неотектонічних рухів і стискування колекторів майже немає. Пластові тиски у відкладах до глибини, які розкриті на даний час, характеризуються нормаль­ними гідростатичними величинами. Температурні, аномалії також не відмічені. Кількісні характеристики деяких антиклінальних струк­тур Зовнішньої і Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, а також відомості про початкові пластові тиски приводяться в табли­цях 10 і 11.

В газоносному районі Закарпатської западини надра розкритих і неогенових і частково палеогенових відкладів характеризуются нор­мальними значеннями пластових тисків і температурних градієнтів. На даний час тут відомі тільки газопрояви у відкладах, розкрито одне родовище газу (Солотвинське).