5.3 Переддобруджинський нафтогазоносний район

Переддобруджинський нафтогазоносний район розташований в межах Переддобруджинського прогину. Переддобруджинський прогин на півдні і заході межує з зануреною складчастою добруджинського масиву, на сході він під північно - західною частиною акваторії Чорного моря обмежується Одеським розломом. Північний кордон Переддобруджинсь­кого прогину умовно проводиться через населені пункти Готешти-Чадир – Лунга – Арциз по зоні розломів субширотного простягання, які виділяють прогин від південного краю Руської (Східноєвропейської) платформи.

Фундамент Переддобруджинського прогину складається з крис­талічних порід докембрійського фундаменту Руської платформи. Це граніти, гранідоїди, габрогранітоїди, діабази і габроноріти архею.

В основі осадового чохла прогину залягають верхньопротерозойські відклади (36-100 м), які складаються з конгломератів, гравелітів, аркозів, а в верхній частині трансгресивно залягаючими пісковиками, аргілітами та алевролітами (до 70 м).

Палеозой в прогині представлений різноманітними теригенни­ми і карбонатними відкладами всіх систем: кембрієм - до 600 м, ордовіком - до 5 тис. м, силуром – до 10 тис. м, девоном – до 1000 м, карбоном - до 1600 м.

В розрізі мезозою виділяють: тріас - до 200 м, юру - до 2500 м, нижню крейду - 120 м, верхню крейду - до 300 м. Відклади мезозою також представлені теригенними і карбонатними породами.

Кайнозой в Переддобруджинському прогині представлений па­леогеном, який трансгресивно залягає на нижче залягаючих поро­дах, а також міоцен – пліоценом загальною товщиною до 500 м. Відклади цих стратиграфічних підрозділів складені як морськими, так і континентальними озернорічними утвореннями.

Переддобруджинський прогин сформувався в юрський період. Древньокімерійська фаза тектогенезу привела до ліквідації тут геосинклінального режиму Добруджі і зумовила початок формування Переддобруджинського прогину.

Розвиток прогину проходив в умовах тривалого занурення, завдяки чому тут сформувалась велика товща морських відкладів, в склад яких входять теригенні і хемогенні відклади.

В межах Української частини Переддобруджинського прогину на даний час пробурено 69 свердловин (на 1 січня 1991 року) в тому числі 24 свердловини глибиною до 5 км. Признаки нафти і газу зафіксовані у відкладах силуру, девону, карбону, пермі, тріасу, юри і неогену. Пласти з газом вміщують переважно метан з азотом (до 4 %). Нафта, як правило, великої густини (950 кг/м³), що обумовлює її велику в’язкість. На даний час в Переддобруджинському прогині встановлено тільки одне промислове родовище нафти (Східно–Сарматське).

Східно-Саратське родовище нафти

Початок пошукових робіт бурінням свердловини в Сарматсько­му районі Одеської області відноситься до 1972 року, до цього тут проводились сейсморозвідувальні роботи. Тут встановлені дві структури: Саратська і Східно-Саратська структура по покрівлі девонських відкладів, представляє собою локальне горстоподібне підняття 3×2 км субмеридіального простягання. Висота підняття до 200 м.

В свердловині № 6 із середньодевонських тріщинних доломітів, вапняків, ангідритів (інтервал 2758-2873 м) одержані приток нафти з газом з дебітом до 1,5 м³/добу. Нафта важка густиною до 813,1 кг/м³, парафіну до 12%, сірки до 0,75%. Температура зас­тигання нафти 25-30 °С. Газ складається з метану (73,9%), важ­ких вуглеводнів (21,7 %), азоту (3,87%).

Рисунок 25. Структурна карта Південно - Голіцинського газового ро­довища по покрівлі продуктивного горизонту в відкла­дах майкопу і геологічний розріз по лінії І-І (по А.Л.Дергачовій, 1982р.)

Умовні позначення ті ж, що й на рисунку для Східно-Сарматського родовища

Рисунок 26. Структурна карта Східно - Саратського нафтогазового родовища по покрівлі І продуктивною пласти в середньому девоні і геологічний розріз по лінії І-Г(склав Т.В.Леськів, 1982р.)

1 - ізогіпси; 2-розривні порушення; 3-лінія геологічного розрізу; 4-границі стратиграфічних підрозділів в умовах узгод­женого (а) і неузгодженого (б) залягання; 5 - границя розмиву продуктивного горизонту; контури: 6 - нафтового покладу; 7 - газового покладу; 8 - границя заміщення колектора неколектором (штрихи в сторону відсутності колектора); 9-умовна границя продуктивності; 10 - нафта; 11 - газ; 12-сейсмічні умовні від­биваючі горизонти.

Середньодевонські колектори, з яких одержані притоки вуг­леводнів представлені поровотріщиними доломітизованними вапня­ками і доломітами з відкритою пористістю 0,5-9,4%, проникністю 0,8×10^-15 м².

Покришками пасток для вуглеводнів служать мабуть пласти ангідритів, які чергуються з пластами вапняків і доломітів кар­бонатно - хемогенної товщі середнього девону. Поклад нафти склепін­ний масивнопластовий. Режим нафтового покладу досконало ще невивчений. Його можна мабуть віднести до пружного у поєднанні в слабо-водонапірним. Пластові тиски нормальні гідростатичні.