4.5 Короткий опис деяких родовищ вуглеводнів Дніпровсько-Донецької западини

Монастирищенське родовище

Відкрите в 1968 році у відкладах нижнього карбону. Пов’язане з антиклінальною складкою північно-західного простягання. Розмір осей 5,8×2,9 км, амплітуда 100 м. Колектор представлений пісковиками із середньою відкритою пористістю 7,9 % і приникністю до 106,7·10^-15 м². Породами-покришками є глинисті і карбонатні відклади візею. Поклад пластовий склепінний з пружноводонапірним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 3355 м становить 36,82 МПа, коефіцієнт аномальності 1,10.

Прилуцьке газове родовище

Відкрите у 1959 році у відкладах нижнього і середнього карбону. Пов’язане з куполовидною антиклінальною складкою, розміри осей якої 4,2×2,8 км, амплітуда 200 м. Складка порушена п’ятьма тектонічними розривами різної спрямованості, один із них розколює осадові відклади до палеогену. Колектори представлені пісковиками і алевролітами. Відкрита пористість пісковиків 12-23,7%, проникність 0,1-1484·10^-15 м². Породами-покришками, крім теригенних утворень башкирського і московського ярусів, мабуть, є глинисті відклади пересазької світи верхньої пермі. Поклади пластові склепінні і тектонічноекрановані з пружньоводонапірним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 1602 м (горизонт В-1) 18,5 МПа, коефіцієнт аномальності 1,16.

Богданівське нафтогазове родовище

Відкрите у 1966 році у відкладах середнього карбону. Пов’язане зі складкою 6,5×5,4 км (амплітуда 450 м) яка є ускладнена трьома тектонічними порушеннями. Колектори представлені пластовими пісковиками з відкритою пористістю 12-19% і проникністю 1-670·10^-15 м². Породи-покришки окремих пачок глинистих відкладів у верхньому, середньому і нижньому карбоні та ускладнені глинистими утвореннями пересазької світи верхньої пермі. Поклад пластовий склепінний тектонічно екранований з пружньоводонапірним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 2495 м становить 27,3 МПа, коефіцієнт аномальності 1,09.

Чижівське нафтогазове родовище

Відкрите в 1963 році і пов’язане з антиклінальною складкою розміром 4,5×2,9 км та амплітудою 100 м. На перикліналях структура ускладнена тектонічними порушеннями. Продуктивними є відклади нижнього карбону. Колектори – пісковики і алевроліти з відкритою пористістю 10-20% і проникністю 27,4-173,5·10^-15 м². Породами-покришками є щільні аргіліти візейського, башкирського і московського ярусів, а також пермські відклади. Типи покладів – пластові склепінні, літологічно обмежені і тектонічноекрановані. Початковий пластовий тиск на глибині 3750 м (відклади візею) 40,1 МПа. Коефіцієнт аномальності 1,07.

Глинсько-Розбишівське газонафтове родовище

Відкрите в 1957 році у нижньопермських і кам’яновугільних відкладах. Пов’язане з антиклінальною складкою північно-західного простягання з осями розміром 7,5×3,8 км та амплітудою 500м. Структура ускладнена тектонічними порушеннями різної спрямованості, які у поодиноких випадках сягають поверхні розбіжності між третинними і крейдяними відкладами. Колекторами є пісковики з відкритою пористістю до 22% і проникністю 0,1-2334·10^-15м². Породи-покришки – глинисті утворення візейського, башкирського і московського ярусів пермо-тріасу. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані, літологічно обмежені і масивно-пластові склепінні (нижня перм). Режими покладів пружноводонапірні, пружні. У намюрському покладі режим газовий. Початковий пластовий тиск на глибині 3748 м (візейські відклади нижнього карбону) 42,4 МПа, коефіцієнт аномальності 1,13.

Качанівське газонафтове родовище

Відкрите в 1957 році у тріасових і карбонових відкладах. Пов’язане з антикліналлю з осями 5×3,6 км та амплітудою 140м. Простягання складки північно-західне. Структура ускладнена серією тектонічних порушень. Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 5-31% і приникністю 0,1-3141·10^-15м². У нижньопермських відкладах насичені нафтою також вапняки з відкритою пористістю 8-24,6% і проникністю від 0,5 до 3141·10^-15м². Породи-покришки представлені пачками щільних аргілітів візейського, башкирського, московського ярусів, а також пелітові породи пермо-тріасу. Поклади пластово склепінні і тектонічноекрановані, масивно-пластові. У тріасових відкладах поклад нафти водоплавний. Режим покладів пружноводонапірний. Початковий пластовий тиск на глибині 3085 м (візейські відклади нижнього карбону) 31,6 МПа, коефіцієнт аномальності 1,06.

Рибальське нафтогазоконденсатне родовище

Відкрите в 1962 році у відкладах середньої юри, тріасу, верхньої пермі, верхнього і середнього карбону. Пов’язане з антикліналлю північно-західного простягання з осями 6×3,2 км і амплітудою 220 м. Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 10-22,3% і проникністю 0,1-1753·10^-15м². Покришки складені глинистими пачками візею, намюрського і башкирського ярусів. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані, частково літологічно обмежені, з пружнім та пружноводонапірним режимами. Початковий пластовий тиск на глибині 3380 м (візейські відклади) 39,5 МПа, коефіцієнт аномальності 1,17.

Зачепилівське газонафтове родовище

Відкрите в 1959 році і пов’язане з підняттям, розмір осей якого 7,8×3,9 км і амплітудою 800 м. Підняття складене нижньопермськими і карбоновими відкладами, частково перекриті товщею витіснених солей девону. Продуктивними є нижньопермські та верхньокарбонові породи. Колектори представлені пісковиками і алевролітами, відкрита пористість яких 12-25,5%, проникність до 3787·10^-15м². Породи-покришки – карбонатні і соляні відклади нижньої пермі і вичавлена сіль девону, яка формує карниз штоку і також частково запечатує породи-колектори нижньої пермі і верхнього карбону. Поклади пластові склепінні тектонічноекрановані. Режим покладів газовий у поєднанні з пружноводонапірним. Початковий пластовий тиск на глибині 4060 м (верхній карбон) 44,9 МПа, коефіцієнт аномальності 1,11.

Опішнянське газоконденсатне родовище

Відкрите в 1968 році у відкладах середнього і нижнього карбону. Пов’язане з брахіантиклінальною складкою розмірами осей 7,8×3,2 км і амплітудою 400 м структура ускладнена тектонічними порушеннями у карбонових відкладах (до поверхні розбіжного залягання пермських утворень). Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 9-16,6%, проникністю 0,75-432,7·10^-15м². Породи-покришки складені пачками щільних аргілітів візейського, намюрського, башкирського і московського ярусів. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані, із пружноводонапірним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 3695 м (нижній карбон) 45,0 МПа, коефіцієнт аномальності 1,22

Сагайдацьке газонафтове родовище

Відкрите в 1952 році у тріасових і карбонових відкладах. Пов’язане з антикліналлю північно-західного простягання, розміром осей 4,9×9,3 км. Структура порушена сімома великими тектонічними розривами, які розколюють палеозойські і мезозойські відклади, досягаючи палеоген-четвертинних формувань. Колектори представлені пісковиками з відкритою пористістю 10-18% і проникністю 2,9-879·10^-15м². Породи-покришки згорнені щільними аргілітами намюрського і башкирського ярусів карбону, пересазької світи верхньої пермі та тріасу. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані. Режими покладів у газових нагромадженнях газоводонапірні, у нафтових– пружноводонапірні. Початковий пластовий тиск на глибині 1698 м (нижній карбон) становив 16,0 МПа, коефіцієнт аномальності 0,9

Солохівське газове родовище

Відкрите в 1954 році, коли були виявлені промислові запаси газу у юрських відкладах. В 1956 році – зафіксовані поклади газу в нижньому карбоні. Родовище пов’язане з брахіантиклінальною складкою розміри осей якої 7,8×3,6км і амплітудою 300 м. структура порушена серією тектонічних розривів. Одні з них сягають поверхні незгідного залягання пермських відкладів на породах середнього карбону, інші (переважно не пересікаючи газові поклади) – поверхні розбіжності між мезозойськими і кайнозойськими відкладами. Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 9-17%, проникністю від 0,1 до 3000·10^-15м². Покришки представлені шари аргілітів візейського, нам’юрського і башкирського ярусів, а до покладів газу і юри – пачки карбонатних і глинистих відкладів. Поклади пластові склепінні і тектонічноекрановані, із пружноводонапірним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 3450 м (нижній карбон) 38 МПа, коефіцієнт аномальності 1,10.

Новогригорівське газонафтове родовище

Відкрите в 1964 році у відкладах середнього і нижнього карбону. Пов’язане з куполоподібною складкою, розміром осей 3,9×2,8 км; амплітуда 150 м. Структура порушена серією тектонічних розривів, які сягають поверхні розбіжності між мезозойськими і палеозойськими відкладами. Колектори представлені пісковиками, іноді алевролітами. Відкрита пористість пісковиків до 25,5%, проникність від 0,1 до 1240·10^-15м². Породи-покришки складені глинистими відкладами візейського, намюрського, башкирського і московського ярусів, а також пересазької світи верхньої пермі. Типи покладів пластові склепінні, тектонічно і стратиграфічно екрановані, рідко літологічно обмежені. У горизонті В-8 (башкирський ярус карбону) початковий пластовий тиск на глибині 2000 м (нижній карбон) 21,2 МПа, коефіцієнт аномальності 1,06.

Єфремівське газоконденсатне родовище

Відкрите в 1964 році і пов’язане з антикліналлю, яка міститься у блоці, який екранований зі сходу і заходу вичавленою сіллю девону у вигляді штоків з карнизами, які частково перекривають галогенні карбонатні і теригенні утворення нижньої пермі. Продуктивними є відклади нижньої пермі і верхнього карбону. Розмір осей антикліналі по покрівлі картамишської світи нижньої пермі 7,5×4,5 км, амплітуда 600 м. Колекторами є тріщинуваті і кавернозні доломіти, пісковики і алевроліти ( у відкладах верхнього карбону). Відкрита пористість теригенних колекторів у верхній пермі 9-15%, проникність 11-427·10^-15м²; у нижньокарбонових горизонтах ці значення відповідно дорівнюють в середньому 16%. Породи-покришки представлені карбонатними утвореннями слов’янської світи нижньої пермі, а також витисненою сіллю девону у карнизах Західно-Єфремівського і Єфремівського штоків. Типи покладів пластові склепінні і масивно-пластові, екрановані сіллю і тектонічними порушеннями. Режим покладів переважно газопружний. Початковий пластовий тиск на глибині 3000 м становить 36 МПа, коефіцієнт аномальності 1,20.

Західно-Соснівське газоконденсатне родовище

Відкрите в 1967 році у відкладах нижньої пермі. Пов’язане з антиклінальним підняттям. Розмір осей 7,7×5,3 км, амплітуда 350 м на захід від Соснівського соляного штоку (девон), карниз якого частково запечатує нижньопермські відклади Західно-Соснівської структури. Колектори представлені пісковиками і алевролітами з відкритою пористістю 11-14,6% і проникністю 0,5-88·10^-15м². До порід-покришок слід зарахувати глинисті, карбонатні, галогенні формування картамишської, микитівської та слов’янської світ нижньої пермі. Поклади склепінні, екрановані тектонічними порушеннями, сіллю і мабуть літологічно обмежені. Режим покладів газопружний. Початковий пластовий тиск на глибині 4000 м становить 44,2 МПа, коефіцієнт аномальності 1,11.

Кегичівське газове родовище

Відкрите в 1963 році у відкладах нижньої пермі. Пов’язане з антикліналлю з осями 7,8×7 км і амплітудою 400м. Колекторами є кавернозні і тріщинуваті вапняки, мергелі і шари пісковиків. Відкрита пористість у карбонових колекторах 11-22%, проникність 7-18,6·10^-15м²; у теригенних колекторах відкрита пористість 7,1-16,4%. Породи-покришки складені галогенними відкладами слов’янської світи нижньої пермі. Зі сходу продуктивні горизонти частково перекриваються сіллю, яка утворює карниз штоку девонської солі. Поклад масивно-пластовий, екранований сіллю і пластово склепінний, літологічно обмежений. Режим покладів газопружний. Початковий пласовий тиск на глибині 2882 м становить 30,4 МПа, коефіцієнт аномальності 1,17.

Шебелинське газове родовище

Відкрите в 1949 році, коли на Шебелинській площі була виявлена промислова газоносність відкладів нижньої пермі і верхнього карбону. Родовище пов’язане з брахіантикліналлю північно-західного простягання з осями 29×10,7 км амплітудою 1100 м. Структура порушена безліччю тектонічних розривів, які подекуди сягають поверхні розбіжності між крейдовими і палеогеновими відкладами. Колектори – пісковики і алевроліти, а у нижньопермських відкладах також шари тріщинувато-кавернозних доломітів і вапняків. Відкрита пористість пісковиків 4,4-11,1 і до 30%, проникність до 301·10^-15м². Породи-покришки являють собою галогенні утворення слов’янської світи нижньої пермі і глинисті відклади пересазької світи верхньої пермі. Газоконденсатний поклад утворює єдиний масивно-пластовий склепінний поклад у нижньопермських і верхньокарбонових відкладах. Режим покладів газопружний. Початковий пластовий тиск на глибині 2000 м (нижня перм) дорівнює 37,8 МПа, коефіцієнт аномальності 1,39; на глибині 2450 м (верхній карбон) ці значення відповідно 27,9 МПа і 1,14.

Західно-Хрестищенське газоконденсатне родовище

Відкрите в 1965 році у відкладах нижньої пермі і верхнього карбону. Пов’язане з антиклінальною складкою, площа якої 35,2 км², амплітуда 550 м. Структура зі сходу зрізана штоком солі девону. Колектори – пісковики з відкритою пористістю 5,6-19,6% і проникністю 1,3-340×10^-15м². Породи-покришки складені соляними відкладами нижньопермського віку. Поклади масивно-пластові склепінні, частково екрановані сіллю і з півночі тектонічними порушеннями, режим газопружний. Початковий пластовий тиск на глибині 3400 м дорівнює 40 МПа, коефіцієнт аномальності 1,18.

Меліхівське газоконденсатне родовище

Відкрите в 1968 році у відкладах картамиської світи нижньої пермі і верхнього карбону. Пов’язане з антиклінальним підняттям, яке міститься між Східно-Медведівським (зі сходу) і Парасковським (з заходу) штоками. Площа підняття орієнтовно становить 21 км², амплітуда 500 м. Колекторами є пісковики, покришками – глинисті і карбонатні відклади картамишської, микитівської світ, соляні відклади нижньої пермі. Газоконденсатний поклад являє собою єдиний масивнопластовий поклад, частково тектонічно екранований, режим газовий у поєднанні із пружнім. Початковий пластовий тиск на глибині 3100 м, 37 МПа, коефіцієнт аномальності 1,19.

Ланівське газоконденсатне родовище

Відкрите в 1964 році і пов’язане з антиклінальним підняттям, площа якого становить 11 км², амплітуда 160 м. З північного заходу зрізане штоком девонської солі. Продуктивними є відклади нижньої пермі і верхнього карбону. Колектори – пісковики і алевроліти з відкритою пористістю 9,4-13% і проникністю до 274×10^-15м². Породи-покришки складені пачками пелітових, карбонатних і галогенних відкладів нижньої пермі. Поклад пластовий склепінний, екранований сіллю, режим газовий у поєднанні із пружним і водонапірним. Початковий пластовий тиск на глибині 3400 м (картамишська світа нижньої пермі) 40 МПа, коефіцієнт аномальності 1,18.

Східно-Медведівське газоконденсатне родовище

Відкрите в 1968 році у нижньопермських і верхньокарбонових відкладах. Пов’язане із куполоподібною складкою з розміром осей 6×6 км та амплітудою 600 м, яка розташована на захід від Медведівського соляного штоку. Колекторами є пісковики і алевроліти, відкрита пористість яких в середньому становить 14%. Породами-покришками є галогенні відклади слов’янської світи нижньої пермі і частково витіснена в західному напрямку девонська сіль карнизу Медведівського штоку. Поклади пластові склепінні тектонічноекрановані, з газопружним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 3190 м (нижня перм) 40,2 МПа, коефіцієнт аномальності 1,26.

Кременівське нафтогазове родовище

Відкрите в 1968 році у відкладах карбону. Пов’язане з антикліналлю, розмір осей якої становить 3,8×1,9 км і амплітуда 140 м. Структура ускладнена двома порушеннями скидового характеру, які розколюють товщу осадових порід нижче від поверхні розбіжності між верхньопермськими і карбоновими відкладами. Колектори представлені пісковиками і алевролітами з відкритою пористістю 1,6-28% і проникністю 1414×10^-15м². Породи-покришки складені аргілітами башкирського ярусу і глинистими формуваннями пересазької світи верхньої пермі. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані. Режим покладів газовий у поєднанні із пружнім і слабоводонапірним. Початковий пластовий тиск на глибині 2215 м (нижній карбон) 24,5 МПа, коефіцієнт аномальності 1,11.

Співаківське газове родовище

Відкрите в 1956 році у відкладах нижньої пермі. Пов’язане з брахіантиклінальною складкою північно-західного простягання, яка ускладнена двома поздовжніми тектонічними порушеннями скидового характеру, які обмежені поверхнею розбіжності між верхньопермськими і нижньопермськими відкладами. Розмір осей структури 8,5×2,7 км, амплітуда 140 м. Колектори – пісковики, алевроліти, а також тріщинуваті вапняки і доломіти. Відкрита пористість теригенних колекторів 3,7-20,3%. Породи-покришки складені хемогенними утвореннями слов’янської світи верхньої пермі та глинистими породами пересазької світи верхньої пермі. Поклади масивно-пластові склепінні тектонічноекрановані, режим газопружний. Початковий пластовий тиск на глибині 457 м становить 4,9 МПа, коефіцієнт аномальності 1,07.

Краснопопівське газове родовище

Відкрите в 1960 році у карбонових відкладах. Пов’язане з підняттям північно-західного простягання, площа якого становить 28 км², амплітуда 200м. Структура складається із двох склепінь (північно-західного і південно-східного), які поділені сідловиною. Південно-східне склепіння ускладнене двома скидами. Колектори представлені пісковиками та алевролітами з відкритою пористістю 11-17% і проникністю 0,1-22,3 і до 86·10^-15м². Породами-покришками є глинисті відклади у карбоні і піщано-глинисті утворення крейди, які незгідно перекривають відклади карбону. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані, із газопружним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 489 м – 5,3 МПа, коефіцієнт аномальності 1,07.

Юліївське родовище газу

Належить до північно-східного борту Дніпровсько-Донецької западини, в межах Полтавської області. Відкрито в 1985 році. Поклади газу знаходяться в докембрійських породах кристалічного фундаменту Руської (Східно-Європейської платформи).

В структурному відношенні родовище належить до горстоподібного виступу, яке отримало назву Мерчиківсько-Юльївсько-Золочівської зони, яка ускладнена на півночі і на півдні тектонічними порушеннями. По замкнутій ізогіпсі – 3400м по поверхні фундаменту Юльївське підняття ускладнюється двома локальними склепіннями Добропольським (Східно-Юльївським) розміром 3,0×1,1 км при амплітуді 50 м та безпосередньо Юльївським розміром 5,5×1,3 км при амплітуді 100 м.

Породи фундаменту представлені габро-амфіболітами, габро-діабазами, гранітами і діарнітами докембрію.

Хухрянське родовище нафти і газу

Хухрянське родовище належить до Північно-Східного борту Дніпровсько-Донецької западини. Початок буріння на Хухрінській площі відноситься до 1984 року. На 1991 рік на площі пробурено 6 свердловин. Із кори вивітрювання фундаменту докембрійської платформи отримані промислові притоки газу з конденсатом із свердловин №1 і №9 – Хухрінська; нафта отримана із свердловини №6 із кристалічних порід фундаменту, а також із нині пробурених свердловин №2 і №3 – Чернетчинська. Слід також відмітити, що на цій площі нафта була отримана із параметричної свердловини № 2,4 при спільному випробуванні кам’яновугільних відкладів з кристалічними породами фундаменту Руської (Східно-Європейської) платформи.

Згідно думки дослідників Хухрінської площі, вказані вище свердловини відкрили єдине нафтове родовище. В геологічній будові Хухрінського родовища беруть участь докембрійські породи фундаменту і осадовий чохол від кам’яновугільних до четвертинних відкладів загальною товщиною 3200-4500 м. Кристалічні породи представлені в основному гранітами і гранодіоритами сургучно-червоного, а іноді сірого і зелено-блакитного кольору. Будова кристалічного фундаменту має блоковий характер. На опущених блоках фундаменту мають місце відклади девону, в той же час, як на припіднятих блоках девон відсутній. Дебіти газу досягають на родовищі 99 тис. м³/добу, а нафти 69 м³/добу. Пластовий тиск в принципі нормальний гідростатичний. Густина нафти 0,806. Склад газу (в процентах від об’єму) наступний: метан – 78,21; етан – 9,04; пропан – 2,12; ізобутан – 0,59; норм. бутан –0,68; ізопентан – 0,06; пентан – 0,03; азот – 7,49; двоокис вуглеводнів –1,78.