3.1.2.4 Короткий опис основних родовищ вуглевднів

Коханівський нафтовий поклад

Відкритий 1958р. у відкладах верхньої юри. Пов’язаний з ан­тиклінальною складкою північно-західного простигання, яка місти­ться в трохи піднятому блоці, що обмежений з південного заходу на північний схід тектонічними порушеннями. У склепінні складка ускладнена тектонічним розривом, який не виходить за межі мезозой­ських відкладів. Розміри осей складки 17x4 км, амплітуда 80 м. Колектори репрезентовані тріщинуватими вапняками з відкритою пористістю від 5,0-5,2 і до 8% і проникністю 800·10^-15 м². Покришками є глинисті породи тортону, які екранують нафтовий поклад зверху. Поклад масивний склепінний, тектонічно-екранований по бо­ках і стратиграфічно зверху. Режим пружний. Початковий пластовий тиск на глибині 1275 м – 11,1 МПа, коефіцієнт аномальності 0,87.

Таблиця 1.7 Загальні відомості про родовища і поклади вуглеводнів Зовнішньої зони Передкарпатського прогину

Родовище або поклад, вік продуктивних відкладів	Флюїд	Тип покладу	Тип колектора	Відкрита пористість, %	Проникливість х10-15м2	Початковий дебіт, т/сут., тис.м3/сут	Число покладів	Рік			Стан родовища
								Початок пошукових робіт	Відкриття	Початок розробки
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Львівська область
Кохановське верхнєюрське	нафта	Склепінний, масивний стратиграфічно екранований зверху і тектонічно екранований по боках	Карбонатний	5,2	800	Немає даних	1	1957	1958	1958	В консер­вації
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Свідницьке нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний	Тери­генний	8	Немає даних	До 106,0	6	1955	1956	1964	Кінцева стадія розробки
Нікловічське нижньосарматське	Газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Тери­генний	14	Немає даних	14,2	2	1978	1979		В розробці
Макуневськенижньосарматське	газ	Пластовий склепінний	Теригенний	14,7	Немає даних	38,9	1	1982	1982		-//-
Хідновицьке нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Тери­генний	1,5-39,8	2,5-200	до 2600	7	1939	1939	1947	Кінцева стад розробки
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Садковічське нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Тери­генний	6,5-26,8	0,1-4,4	6,5-10,3	8	1965	1965	1974	Кінцева стадія розробки
Пинянське нижньосарматське	газ	Пластовий літологічно екранований	Тери­генний	2,7-37	0,1-297	Немає даних	6	1966	1967	1968	Середня стадія розробки
Залужанське нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Тери­генний	10-19,3	0,1-4557	До 4557	13	1968	1968	1975	В розробці
Новоселівське нижньосарматське	газ	Пластовий літологічно екранований	Тери­генний	14	0,1-55,5	300	1	1967	1971	1973	В розробці
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Рудківське нижньосарматське	газ	Пластовий склепінний	Тери­генний	13,5	0,1-1230	Немає даних	2	1950	1953	1957	Кінцева стадія розробки
Юрсько-гельветський	газ	Масивний тектонічно і стратиграфічно екранований	Карбонант. теригенний	6,67-18,9	0,5-2740	Немає даних		-//-	-//-	-//-
Малогорожанське Верхньо-тортонський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Тери­генний	22	321	199	1	1951	1951	1956	Кінцева стадія розробки
Гельветский	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Тери­генний	16	138	316	1	1951	1951	1956	Кінцева стадія розробки
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Мединічське гельветський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Тери­генний	20		382	1	1959	1960	1964	Кінцева стадія розробки
Сенонський	газ	Пластовий стратиграфічно екранований	Теригенний	20,2		506,7	2	1959	1960	1964	Кінцева стадія розробки
Грушевське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий тектонічно, літологічно екранований	Теригенний	18,4-21,2		До 147,8	6	1972	1973	1981	В розробці
Опарське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Тери­генний	14,7-27,7		До 775	6	1938	1940	1940	Підземне газосховище
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Більче-Волицький сенонський	газ	Масивн склепінний	Тери­генний	21,4	19-60,5	До 6750	1	1948	1949	1949	Підземне газо­сховище
Кавське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Тери­генний	12,0-20,2	До 437,8	До 211	5	1960	1960	1966	Кінцева стадія розробки
Угерське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно літологічно екранований	Тери­генний	5-30,5	8-1283	154-1059	8	1939	1944	1946	Кінцева стадія розробки, перехід на підземне газо­сховище
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Сенонський	газ	Масивно склепінний	Теригенний	25,1	До 1100	5370	1	1939	1944	1946	Підземне газоховище
Південно-Угерське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	17	Немає даних	172-627	3	1962	1963	1964	Кінцева стадія розробки
Сенонський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	18,7	Немає даних	373,3	1	1962	1963	1964	Кінцева стадія розробки
Дашавський Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, літологічно екранований	Теригенний	26,9-28,9	Немає даних	До 607	13	1920	1920	1924	Підземне газосховище
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Івано-Франківська область
Кадобнянське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, літологічно обмежений і літологічно екранований	Теригенний	1	до 938	1,0-2500	18	1952	1953	1955	В консервації
Верхньо-тортонський	газ	Пластовий склепінний, літологічно обмежений і літологічно екранований	Теригенний	19	До 249	До 1550	6	1952	1953	1955	В консер­вації
Гринівське Верхньо-тортонський	газ	Пластовий літологічно і тектонічно екранований	Теригенний	11,4-13,1	До 385,5	До 60,	14	1950	1952	1961	В кінцевій стадії розробки
Богородчанське Верхньо-тортонський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	14,5-17,2	До 1274	26-68,6	2	1965	1967	1969	Підземне газосховище
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Яблонівське Верхньо-тортонський	газ	Пластовий склепінний, тектонічно екранований	Теригенний	14		До 94,0	1	1972	1973	1973	В розробці
Косівське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний	Теригенний	13,6-5,5	3,4-191	37-38	4	1949	1951	1958	Кінцева стадія розробки
Верхньо-тортонський	газ	Пластовий літологічно екранований	Теригенний	13,6-26,5	2-9	До 292	8	1949	1951	1958	Кінцева стадія розробки
Ковалевсько-Черешенське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий літологічно екранований	Теригенний	0,7-2,2	0,1-100	До 557	4	1969	1972	1972	Кінцева стадія розробки
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Чернівецька область
Чорногузське Нижньо-сарматський	газ	Пластовий склепінний, літологічно екранований	Теригенний	2-10	3-5	До 60	1	1982	1983		В консервації
Лопушанське Нижньо-сарматський	Нафта і газ	Масивно пластовий, тектонічно екранований	Карбонантний теригенний			Нафта: до 500 т/добу Газ: до 750 тис.м3/добу		1963	1983		В розвідці
Краноільський поклад	Газ	Пластовий склепінний	Теригенний	0,5-6	0,02-7	93,7	1	1963	1965		В консе­рвації

Хідновицьке газове родовище

На площі Хідновичі промисловий приплив газу вперше був видо­бутий 1939р. із відкладів верхнього сармату. В 1945-1947рр. у верхньому сарматі виявлені продуктивні горизонти в інтервалі 793-1124 м.В 1956-1959рр. розвідувально-структурним бурінням з’ясовано будову Хідновицької антикліналі, північно-західне про­довження якої лежить на території Польщі. В 1959-1962рр. виявлено промислову газоносність нижньосарматських відкладів.

Родовище пов’язане а антиклінальною структурою північно-за­хідного простягання. Довжина великої осі складки, включаючи пів­нічно-західну її частину за межами України, сягає 18 км, а малої - 7 км. Амплітуда структури 320 км. Складка зрізається насувом відкладів Внутрішньої зони Передкарпатського прогину на відклади Зовнішньої зони. Колектори репрезентовані пісковиками і алевролі­тами з відкритою пористістю 1,5–39,8% і проникністю до 200·10^-15м². Покришки - глини сармату. Поклади родовища пластово склепінні і тектонічно екрановані, режим пружноводонапірний. Початковий плас­товий тиск на глибині 1170 м був 12,54 МПа, коефіцієнт аномальності 1,07.

Залужанське газове родовище

Відкрите 1968р., пов’язане з антиклінальним підняттям Карпат­ського простягання, розмір осей якого за восьмим горизонтом 10х5км, амплітуда 125м. Структура ускладнена повздовжними і поперечними тектонічними порушеннями, які ускладнюються з глибиною. Продуктив­ними є горизонти у відкладах нижнього сармату. Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 10,0-16,0 і до 26% і проникністю до 4557·10^-15м². Покришки - глинисті породи сармату. Пок­лади пластові і тектонічно-екрановані, із пружним і пружно водона­пірним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 2075,5 м (восьмий горизонт) 224,5 гкс/см², коефіцієнт аномальності 1,08, але на глибині 2910 м (горизонт 12-А), початковий пластовий тиск 43,3 МПа, аномальність тиску 1,49.

Пинянське газове родовища

Відкрите 1966р. у нижньосарматських відкладах. Пов’язане з підняттям без чітких контурів. Орієнтовний розмір осей 12x6,5 км, амплітуда 175 м. Колекторами є пісковики (рідко прошарки алевролі­тів) з відкритою пористістю 2,7-37% і проникністю (0,1-297)·10^-15м². Породи-покришки – глини нижнього сармату. Тип покладів пластовий, тектонічно-екранований, режим - пружний і пружноводонапірний. На глибині 2058 м початковий тиск у газовому покладі становив 24,1 МПа, коефіцієнт аномальності 1,17.

Садковицьке газове родовище

Газоносність відкладів верхнього сармату на малих глибинах відома з 1939р. Промислова газоносність нижнього сармату вияв­лена 1968р. Родовище пов’язане з антикліналями північно-західно­го простягання з осями 10x2,5 км і амплітудою 90 м. У центральній частині складка поділена сідловиною на два підняття. Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 6,5-26,8% і проникністю до 4,4·10^-15м². Породи-покришки репрезентовані глинами і аргілітами сармату, які містять колектори. Поклади-газу пластові склепінні, тектонічно екрановані, із пружно-газовим режимом. Початковий пластовий тиск 11,67 МПа на глибині 1345 м, коефіцієнт аномальності 0,87.

Рудківське газове родовище

Відкрите 1950р. у сарматських, гельветюрських відкладах. По­в’язане з антиклінальним підняттям північно-західного простягання у Гельветюрських відкладах антикліналь міститься у трохи піднято­му блоці, який є обмежений з південного заходу і північного схо­ду тектонічними розривами. У центральній частині структура усклад­нена тектонічними порушеннями. Розмір осей складки 9 на 3,3 км. Колектори–пісковики і алевроліти з.пересічною відкритою пористістю 13,5% і проникністю від 0,1·10^-15 до 1230·10^-15 (Сармат), 6,67-18,9% і до 2740·10^-15м² (гельветюрські відклади). Поклад пластовий склепін­ний (нижній сармат) і масивно-пластовий склепінний, тектонічно-екранований (гельвет-юра). Режим пружногазовий у поєднанні з во­донапірним. На глибині 1056м початковий пластовий тиск 10,05 МПа, коефіцієнт аномальності 0,95 (сармат), на глибині 1505 м початковий пластовий тиск 14,8 МПа, коефіцієнт аномальності 0,98 (юри-гельвет).

Більче-Волицьке газове родовище

Відкрите 1949р у відкладах верхньої крейди. Пов’язане з ду­же порушеними тектонічними розривами мезозойського підніжжя зовнішньої зони Передкарпатського прогину. У кожному із блоків верстви гірських порід утворюють спадисті антикліналі. У централь­ному блоці розмір осей антиклінальної складки 13,5x4,5 км, амплітуда 160 м. Колектори-пісковики з відкритою пористістю 16,76-21,4% і проникністю (19,28-60,5)·10^-15м². Породами-покришками є ар­гіліти і галогенні утворення тортону і глинясті відклади сармату.

Поклади масивно-пластові, тектонічно-екрановані, режим газовий у поєднанні із пружним і водонапірним. На глибині 1030 м початковий пластовий тиск 9,87 МПа, коефіцієнт аномальності 0,95.

Угерське газове родовища

Відкрите 1946р. Пов’язане з трохи піднятим і розколотим серією тектонічних порушень у мезозойських відкладах, у якому верст­ви гірських порід утворюють опадисту антикліналь з розмірами осей 10x5 км і амплітудою 250. м. Продуктивними є відклади верхньої крейди і нижнього сармату, де природні резервуари репрезентовані піс­ковиками, які літологічно виклинюються і є вигнуті в антиклінальні складки. Відкрита пористість колекторів 5-30,5% і проникність 8-1283·10^-15м². Покришками є глинисто-хемогенні породи для колек­торів верхньої крейди і глинисті породи нижнього сармату для природних резервуарів у товщі цього віку. В нижньому сарматі пок­лади газу пластові склепінні, тектонічно–екрановані і літологічно обмежені, режим газовий у поєднанні з пружним і водонапірним. У верхній крейді поклад газу масивний, режим газовий у поєднанні з пружноводонапірним. На глибині 1091 м (верхня крейда) початковий пластовий тиск 10,2 МПа, коефіцієнт аномальності 0,93.

Гринівське газове родовище

Відкрите 1946р. промислова розвідка тривала до 1961р. Повя’зане з дуже порушеними тектонічними розривами антикліналлю у відк­ладах верхнього тортону, де колекторами є пісковики з відкритою пористістю 11,4-13,1% і проникністю до 3854 10^-15м². Розмір осей складки 15х7 км, амплітуда 140 м. Породи-покришки згорнені глинами і аргілітами верхнього топтону. Поклади пластові склепінні, тектонічно–екрановані і літологічно обмежені, режим газовий у поєднанні з пружноводонапірним. На глибині 1155 м початковий пластовий тиск 9,26 МПа, коефіцієнт аномальності 0,87.

Косівське газове родовище

Відкрите 1937р. Складається із семи газоносних горизонтів, які пов’язані з чітко виявленою брахіантикліналлю, розміри осей якої 18x3 км і амплітуда 50 м. Продуктивними є відклади верхнього тортону і нижнього сармату. Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 13,6-25,5 % і проникністю до 191 10^-15м². Породи-покришки репрезентовані глинами і аргілітами верхнього тортону і ниж­нього сармату, які містять у собі колектори. Верхній продуктивний газоносний горизонт у районі свердловини №-5 лежить на глибині тільки 70 м. Поклади пластові склепінні і літологічно обмежені, режим газовий у поєднанні із пружним. На глибині 76 м початковий пластовий тиск 0,66 МПа, коефіцієнт аномальності 0,86.

Ковалівсько-Черешенське газове родовище

Відкрите 1968р. Пов’язане з антикліналлю, розмір осей якої 11,5x4,5 км, амплітуда 40 м. Південно-західне крило порушено попе­речним тектонічним розривом. Продуктивними є відклади верхнього тортону. Колектори-пісковики з відкритою пористістю 0,7-2,2% і проникністю 0,1-100·10^-15м². Породи-покришки репрезентовані глинами і аргілітами верхнього тортону. Тип покладу пластовий склепінний, мабуть тектонічно кранований; режим газовий у поєднанні із пружним. На глибині 2025 м початковий пластовий тиск 18,4 МПа, кое­фіцієнт аномальності 0,91.

Лопушнянське нафтогазове родовище

Свердловиною, яка відкрила родовища є свердловина 3-Лопушна, яка була закладена в присклепінній частині Лопушнянської стру­ктури.

Відкриття Лопушнянського родовища нафти пов’язано з дискусією з приводу визначення перспектив нафтогазоносності Покутсько-Буковинської частини Передкарпатського прогину і Карпат, так як починаючи з початку 60-х років одні дослідники вважали, що у Покутсько-Буковинському районі ланцюг газових родовищ у Більче-Волицький зоні Передкарпатського прогину переривається на широті м.Вижниці завдяки тому, що тут на протязі геологічної історії району здійс­нювалось тектонічне підняття даного району і внаслідок цього про­дуктивні горизонти верхньої крейди зменшуються в товщині, а неогену майже виклинюються, але другі дослідники вважали, що в Покутсько-Буковинському районі продуктивні горизонти Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину занурені під насувом флішевих відкладів Бориславсько-Покутсьної зони цього прогину, а також Скибової зони Карпат (рисунок 1.5).В 1984 році глибоким бурінням була підтвержена друга точка .зору відкриттям Лопушнянського нафтогазового родовища. Свердловина 3-Лопушна розкрила в інтервалі 0-3700 м флішевий тектонічний насув Покутсько-Буковинських Карпат, в інтервалі 3700-4042 м соленосні моласи Самбірської підзони Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, в інтервалі 4042-4080 м шари бадена Більче-Волицької зони, в 4080-4203 м верхньокрейдові і нижче юрські відклади цієї зони (рисунок 1.6).

Рисунок 1.5 Тектонічна схема Покутсько-Буковинських Карпат:

1–насув відкладів Передкарпатського прогину на Східно-Європейську платформу; 2–насув Скибової зони Карпат; 3–насув зони Кросно; 4–насув зони Магури; 5–сходини поглиблення мезо-палеозойського фундаменту Східно-Європєйської платформи під насув Карпат; 6- глибокі свердловини; 7- встановлені промислові газові поклади; 8- населені пункти; I-I–лінія геологічного профілю.

Рисунок 1.6 Геологічний розріз Лопушнянського родовища по лінії I-I:

З інтервала 4197-4203 м з крейдяних, відкладів був одержаний фонтан нафти з вільним дебітом 300-500 т на добу і газу 500-750 тис.м³ на добу. Нафта малосірчиста; густиною 856 кт/м³. Газ має густину 0,864 кг/м³ в якому 79,5 відсотків метану; 9,28 відсотків етану; 5,15 відсотків пропану; 2,9 відсотків бутану; 0,5 відсотків пентану; важких вуглеводів 17,7 відсотків. Початковий, пластовий тиск в розкритому покладі досягає 77,0 МПа. Коефіцієнт аномальності таким чином досягає майже 1,8.

Пізніше на родовищі було пробурено декілька свердловин, які встановили на Лопушнянській структурі також продуктивність і юр­ських відкладів.

По відбиваючому гризонту приурочному до щільних відкладів, верхньої юри Лопушнянська структура являє собою брахіантикліналь Карпатського простягання розміром 13x7 км Структура ускладнюється Шопотським тектонічним розломом, який підрозділяє її на два блоки: Лопушнянський і Бісковський, який опущений на 300 м від­носно першого. Структура ускладнена також повздовжними і поперечними підкидами. Поклад вуглеводів масивно пластовий, тектонічно–екранований. Покришками є мабуть глинисті і галогенні відк­лади тортону.

Краснопутнівський газовий поклад

1965 р. на Краснопоїльській площі, яка лежить у крайній пів­денно-східній частині Зовнішньої зони Передкарпатського прогину, при випробуванні свердловини №-9 із тортонських відкладів був одер­жаний фонтан газу 93,7тис.м³/добу. На зазначеній площі антиклінальна складка має північно-західне простягання і складається із-двох піднять: північно-східного Красноїльського і південно-західного Краснопутненського, з яким пов’язаний газовий поклад, що був виявлений свердловиною №-9. Розмір осей Краснопутненського підняття 9x6 км, амплітуда 150 м; Колектор-пісковик з відкритою пористістю 0,5-6% і проникністю від 0,02 до 7·10^-15м². Породи-покришки репрезентовані глинами і аргілітами верхнього тортону. Глибина залягання природного резервуару (у свердловині №-9) 823м.

Поклад пластовий склепінний. Режим газовий у поєднанні із пружним і, напевно, водонапірним (бо при випробуванні свердловини №-9 газ фонта­нував з водою). На глибині 826 м початковий пластовий тиск становив 6,74 МПа, коефіцієнт аномальності 0,81.