книги из ГПНТБ / Завьялов В.М. Условия аккумуляции нефти и газа и закономерности размещения их в Днепропетровско-Донецкой впадине

дения является отсутствие связи газовых залежей со структурными формами (Каледин, 1964). В последнее время выявлено еще одно месторождение, не связанное со структурами антиклинального ти­ па— Руденковское. Газовые залежи на этой площади приурочены к моноклинально залегающим пластам в юго-западной краевой час­ ти грабена.

В Днепровско-Донецкой впадине можно выделить залежи, за­ ключенные в структурных, стратиграфических и литологических ло­ вушках. Почти все залежи нефти и газа находятся в ловушках структурного типа. Незначительное количество залежей приуроче­ но к ловушкам, обусловленным стратиграфическим экранирова-

Рис. 6. Структурная карта по кровле продуктивного горизонта К (верхний карбон) Западно-Крестищенского газового месторождения и профиль /•—/. По материалам А. М. Головашкина и И. А. Сафомкиной.

1 — контуры соляных штоков; 2 — границы несогласий; 3 — тек­ тонические нарушения; 4 — изогипсы кровли горизонта К в м; 5 —

газ; 6 — скважины; 7—внешний контур газоносности.

30

ся разнообразным характером ограничений, препятствующих про­ движению подвижных веществ. По предложенному А. Г. Алексииым принципу (1961) по характеру второстепенного ограничения скопле­ ний нефти и газа во впадине могут быть выделены пластовые сво­ довые частично ограниченные залежи и пластовые тектонически, стратиграфически и литологически экранированные частично огра­ ниченные залежи (Завьялов, 1964). Второстепенное частичное огра­ ничение подобных скоплений нефти и газа в пластовых резервуарах обусловлено тектоническими нарушениями, литологической измен­ чивостью пластов, экранированием их стратиграфическими несо­ гласиями, а также совокупностью этих причин.

Пластовые сводовые залежи в Днепровско-Донецкой впадине, как правило, нарушены разрывами. Почти все пластовые сводовые залежи в регионе являются частично ограниченными. Среди них наблюдаются пластовые сводовые тектонически ограниченные, плас­ товые сводовые литологически ограниченные, пластовые сводовые тектонически и литологически ограниченные и пластовые сводовые тектонически и стратиграфически ограниченные залежи. Схемы не­ которых пластовых сводовых и пластовых сводовых частично огра­ ниченных залежей 1 нефти и газа по ряду месторождений Днепров­ ско-Донецкой впадины приведены на рис. 7. Формирование залежей б, в и г контролировалось в первую очередь сводовым перегибом пластовых резервуаров, а за пределами сводов складок экранами для продвижения подвижных веществ служили тектонические на­ рушения и выклинивание продуктивных пластов.

Широким распространением во впадине пользуются пластовые тектонически экранированные залежи (рис. 8,а), что объясняется проявлением здесь соляной тектоники.

Значительно менее распространены пластовые стратиграфиче­ ски и литологически экранированные залежи. Схема пластовой стратиграфически экранированной тектонически ограниченной за­ лежи нефти в верхневизейском горизонте 4Кб на Радченковском

Пальца, Ф. Д. Савченко, И. В. Санарова и др.

31

Рис. 8. Схемы пластовых тектонически и страти­

дакском месторождении; б — стратиграфически эк­ ранированная тектонически ограниченная залежь нефти в верхневизейском горизонте 4Кб на Радченсковском месторождении.

\

Рис. 9. Схема пластовых литологически экранированных тектониче­ ски ограниченных залежей.

3 Заказ 3080

месторождении приведена на рис. 8, б. Основную'роль при форми­ ровании этой залежи играло стратиграфическое несогласие между отложениями карбона и перми; второстепенными экранами в дан­ ном случае служили тектонические нарушения, ограничивающие за­ лежь с запада и северо-востока. *

Схемы пластовых лнтологпчески экранированных тектонически ограниченных залежей нефти и газа приводятся на рис. 9. Форми­ рование изображенных залежей связано с выклиниванием продук­ тивных горизонтов, а дополнительными ограничениями для залежей служат тектонические нарушения.

Помимо залежей, приуроченных к пластовым резервуарам, в Днепровско-Донецкой впадине имеется значительное количество скоплений нефти и газа переходных форм между пластовыми и мас­ сивными залежами. Б. С. Воробьевым (1962) предложено именовать такие залежи, соединяющие в себе особенности как массивных, так и пластовых залежей, массивно-пластовыми.

Массивно-пластовые залежи во впадине известны на Шебелинском, Ефремовском, Западно-Крестищенском, Леляковском, Гнединцевском, Качановском, Вельском, Глинско-Розбышевском и дру­ гих месторождениях (рис. 5, 6). Они представляют собой серию пластовых залежей, разделенных глинистыми прослоями, формиро­ вавшихся в едином массиве, ограниченном в кровле слабопроиицаемыми породами. Контакт нефть — вода или газ — вода является общим для всех продуктивных пластов, однако он прослеживается только в пределах границ отдельных пластовых резервуаров и пре­ рывается в промежутках между ними, представленных слабопроиицаемыми породами. С морфологической стороны выделение по­ добных залежей представляется несколько спорным, поскольку в каждой массивно-пластовой залежи можно выделить в пластовых резервуарах отдельные скопления нефти и газа с самостоятельными внешними и внутренними контурами газоили нефтеносности. Но пластовые резервуары, заключающие залежи, сообщаются между собой по дизъюнктивным нарушениям и зонам трещиноватости; они образуют единую гидродинамическую систему с общим уровнем нефть — вода или газ — вода. Таким образом, если с морфологиче­ ской стороны подобные скопления нефти и газа характеризуются особенностями как массивных, так и пластовых залежей, то с точки зрения условий формирования они представляют собой единые за­ лежи, что дает достаточное основание для рассмотрения их в само­ стоятельной группе.

Массивно-пластовые залежи содержат большую часть выявлен­ ных запасов нефти и газа Днепровско-Донецкой впадины. Площа­ ди этих залежей зачастую измеряются десятками квадратных ки­

34

ми. Площади их обычно не превышают нескольких квадратных ки­ лометров, а высота изменяется в основном от нескольких метров до 200 м и более.

Рассмотрение залежей на месторождениях впадины показывает, что формы скоплений нефти и газа в значительной степени опреде­ ляются качеством покрышек. Так, под пермской нефтегазоупорной юлщей на Шебелинской, Глинско-Розбышевской, Гнединцевской и других площадях находятся газовые и нефтяные массивно-плас­ товые залежи. Мощное слабопроницаемое перекрытие обусловило на этих месторождениях формирование нефтяных и газовых скопле­ ний в сериях пластов-коллекторов, образующих единые массивнопластовые резервуары. И, наоборот, чередование в разрезе слабо­ проницаемых покрышек сравнительно небольшой мощности с поро­ дами-коллекторами приводит к образованию ряда пластовых зале­ жей нефти и газа.

не исследованы бурением.

Закономерности распределения скоплений углеводородов в разрезе осадочного комплекса

Анализ распределения скоплений нефти и газа в осадочном ком­ плексе Днепровско-Донецкой впадины наглядно показывает, что оно зависит в первую очередь от положения в разрезе толщ слабопро­ ницаемых пород-покрышек (Воробьев, 1961; Бланк и др. «О неко­ торых...», 1964; Завьялов, 1964; Стерлин, Тхоржевский, 1964; Завья­ лов, Старинский, 1965 и др.). Основными покрышками служат верхнепермская, триасовая и бат-байосская глинистые толщи, соленосные отложения нижней пер ми, глинистые пачки в нижних гори­ зонтах верхнего карбона и в верхней части отложений московского яруса, глинистые и глинисто-карбонатные образования башкирско­ го, намюрского и визейского ярусов. В нижних горизонтах осадоч­ ного чехла, еще недостаточно исследованных бурением, основными нефтегазоупорами являются соленосные толщи девона.

В зависимости от распределения в разрезе региональных по­ крышек во впадине выделяется ряд стратиграфических этажей про­ мышленной нефтегазоносности: юрский, триасово-верхнепермский,

Под бат-байосской слабопроницаемой толщей скопления газа в количествах, представляющих интерес для разработки, обнаружены на Солоховской. Вельской и Рыбальской площадях. Приурочены

38

Глубина залегания продуктивных горизонтов,'находящихся под бат-байосской глинистой толщей, изменяется в регионе от 800 до 1500 м. Юрский этаж газоносности не имеет большого промышлен­ ного значения. Одной из причин, объясняющих отсутствие в нем крупных залежей газа, а также скоплений нефти, следует, вероятно, считать наличие в нижезалегающих отложениях мощных пачек слабопроннцаемых пород, препятствующих миграции углеводородов.

Нефтегазоупориой толщей для триасово-верхнепермского этажа нефтегазоносности служат глинистые отложения триаса. Собствен­ но говоря, покрышкой являются красноцветные глины нижнесеребрянской подсвиты нижнего триаса, так как в разрезе верхнесеребрянской подсвиты и протопивской свиты имеется значительное ко­ личество прослоев песчаников и алевролитов.

Нижнесеребрянская подсвита слагается красно-коричневыми, реже пестроцветными глинами, с небольшой примесью алевритово­ го материала и различным содержанием карбонатов, иногда до пе-

.рехода в глинистые мергели и мергели. Среди глин встречаются маломощные, по-видимому, линзовидные прослои алевролитов, мел­ козернистых песчаников и глинистых известняков и известковистые стяжения амебовидной формы размером до 8—12 см. Основными глинистыми компонентами в северо-западной части впадины явля­ ются гидрослюды, отмечается также наличие байделлита и монтмо­ риллонита; на юго-востоке региона монтмориллонит распространен более широко (Билык, Сухорский, 1970).

Проницаемость глин триасового нефтегазоупора составляет ме­ нее 0,1 миллидарси при абсолютной пористости 10—17%. Встречаю­ щиеся здесь прослои песчаников в единичных случаях характеризу­ ются проницаемостью до 45—50 миллидарси. Однако они не оказьь вают существенного влияния на качество этой покрышки, так как среднее соотношение в ней песчаных и глинистых пород составляет примерно 1 : 10.

Слабопроницаемая глинистая толща нижнего триаса распрост­ ранена почти на всей площади впадины; мощность ее в основном составляет 60—70 м, что вполне обеспечивает достаточно надеж­ ное экранирование скоплений углеводородов. На .участках, где мощность триасовой покрышки уменьшена вследствие ее опесчанивания, залежи газа встречаются и в вышележащих отложениях (Вельское месторождение).

Под триасовой покрышкой скопления углеводородов приурочены к песчано-карбонатному горизонту нижнего триаса и к верхней час­ ти кореневской толщи верхней пер ми. Залежи нефти и газа в этих отложениях содержатся на Качановском, Вельском, Радченковском, Рыбальском, Шебелинском и других месторождениях. Следует от­

и пропластки песчаников. Хотя распределение и свойства коллекто-

40

ров кореневской толщи изучены недостаточно, но, судя по материа­ лам бурения, ее следует рассматривать как единый пласт-коллек­ тор, обладающий хорошими емкостными свойствами на всей пло­ щади развития этих осадков. Среди отложений нижнего триаса, согласно данным О. Д. Билыка и Р. Ф. Сухорского (1970), на боль­ шей части региона преобладают коллекторы, относимые по класси­ фикации А. А. Ханина к I I I и IV классам; низкопроницаемые поро­ ды развиты в основном на северо-западе.

Глубина залегания продуктивных горизонтов триасово-верхне- пермского этажа нефтегазоносное™ 1400—1800 м; небольшие ско­ пления газа отмечаются на меньших глубинах. Например, на Ру - иовщинской площади триасовый газоносный горизонт находится на глубине 505—535 м, а на Краснопоповской — на глубине 360— 390 м.

Глинистые отложения пересажской толщи верхней перми (дроіювская свита) и галогенные образования нижней перми (крама­ торская, славянская и никитовская свиты) обусловили формирова­ ние наиболее четко выделяющегося в регионе нижнепермско-верхне- каменноуголыюго этажа нефтегазоносное™.

Пересажская толща, находящаяся в основании верхнепермских отложений, с резким угловым несогласием залегает на осадках ниж­ ней перми и карбона. На всей территории впадины она представ­

монтмориллонит при наличии различной примеси гидрослюд (Билык, Сухорский, 1970).

Абсолютная пористость глинистых пород верхнепермской по­ крышки составляет в основном 8—15%, а проницаемость — менее 0,1 миллидарси. Содержащиеся в разрезе немногочисленные и не выдержанные по простиранию прослойки алевролитов и песчаников практически не снижают экранирующих свойств нефтегазоупора.

Пересажская толща развита на большей части территории Днеп- ровско-Донецкой впадины. Ее мощность увеличивается в направле­ нии с юго-востока на северо-запад и от бортовых частей впадины к центральному грабену. Максимальная мощность толщи в отдель­ ных разрезах на северо-западе достигает 120 м.

На структурах, развивавшихся в позднепермское время, пере­

41