1.5. Нафтогазоносн1стб територ1у укра1ни

У геолопчному вщношенн! родовища вуглеводшв Укршни приурочен! до певних тектошчних одиниць (рис. 1.2).

На заход! це так1 одиниц1.

1. Внутршшя зона Передкарпатського прогину, тобто його геосинкль нальний схил, де видшеш Бориславсько-Покутська i Самб!рська пщзони, i прилегл1 скиби (лускопод1бн1 складки) СкибовоУ зони Карпат.

Рис. 1.2. Нафтогазогеолопчне районування територп Украши (за даними УкрНДГР1, 1990):

/ — Украшський щит; 2 — схили (А — швденно-захщний Воронезького кристашчного масиву, Б— п1вденно-схщний Украшського щита, В— захщний Украшського щита, Г— швденний Украшського щита); 3— грабен, прогини i западини (Д— Дн1провський грабен, Е — Каркшггсько-Швденносиваський прогин Сюфсько! плити, Ж— Альм1нська западина, 3 — 1ндольський прогин, И — Переддобруджинський прогин, К — Льв1вський палеозойський про­гин, Передкарпатський прогин: Л1 — Зовшшня (Бшьче-Волицька) зона, Внутр1шня зона: Л2— Самб1рська пщзона; ЛЗ — Бориславсько-Покутська шдзона; К— Закарпатський прогин); 4 — складчасп зони (Н — Донецького басейну, О — Карпатська, П — Кримська, Р — Добруд-жинська); 5 — ефузиви Вигорлат-Гутинського пасма; 6 — Новоселивсько-Слмферопольське пщняття; 7— тектошчю порушення (а — достов1рн1, б— уявн1); меж: 8— тектошчних зон, 9 — нафогазоносних perioHie, 10 — нафтогазоносних областей i райошв. Нафтогазоност регюни, облает! iрайона. Сх/дноукртнський нафтогазоносний рег'юн: 1а — Прип'ятська нафтога-зоносна область Buiopyci; 16 — Днтровсько-Донецька нафтогазоносна область; 3axiduo-укршнський нафтогазоносний регюн: На — нафтогазоносна область Передкарпатського прогину i СкибовоТ зони Карпат; Пб — газоносний район Льв1вського прогину Волино-Под1льсько'1 плити; Пв — газоносний район Закарпатсько!' западини; Швденно-украшський нафтогазоносний регюн: |Па — Причорноморсько-Кримська нафтогазоносна область; Шб — нафогазоносний район 1ндольського прогину (захщна частина 1ндоло-Кубансько1 нафтогазоносно1 областО; IVa — Переддобруджинський нафтогазоносний район

РОЗД1Л 1

1Стор1я формування нафтогазопромисловок геолопт

15

\\

1- ^

:l: III hi il!

> > ■ > > >

+ -

1

НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОПЯ

2. Зовшшня (або Бшьче-Волицька) зона Передкарпатського прогину, тобто його платформний схил.

Нафтсга i газов1 родовища цих тектошчних одиниць можна об'еднати в загальну нафтогазоносну область Передкарпатського прогину. Незважаю-чи на те що геосинклшальна частина прогину по лгголого-стратиграф1ч-ному розр1зу вщмзняеться вщ платформно"!, зазначеш одинищ охоплеш единою територ1ею, оскшьки значна площа Зовшшныи зони прогину зна-ходиться пщ насувом флшових утворень його Внутршшым зони i, можли-во, передових складок Скибово? зони Карпат, а також мають едину юторш геолопчного розвитку.

3. Закарпатський прогин.

4. Льв1вський палеозойський прогин Волино-Подшьсько! плити Схщ- ноевропейсько! платформи.

Територи, як1 охоплюють останш дв1 тектон1чн1 одиниц!, з огляду на ix обмежен1сть по площ1, специф1чш риси геолог1чно1 icTopii розвитку i малу кшьисть вщкритих на цей час родовищ вуглеводшв (газу), лтше називати газоносными районами цих тектошчних одиниць.

Нафтов1 i газов1 родовища ecix чотирьох тектон1чних одиниць заходу Украши, зважаючи на ix географ1чне положения i належн1сть до певних адмшютративних областей, можна об'еднати в один Захгдноукрагнський наф-тогазоносний регюн.

На сход1 краши родовища нафти i газу npnypo4eHi до Днтровсько-До-нецько1 западини, яку в геолопчному вщношенн1 вважають нафтогазонос-ною областю. В географ1чному вщношенн1 цю область ми називаемо Схгдноукртнським нафтогазоносним регюном. Днтровсько-Донецька наф-тогазоносна область разом з Припятським прогином, основна частина яко-го знаходиться в Buiopyci, складають Припятсько-Дшпровсъко-Донецъку наф­тогазоносну провмцт.

На твдш родовища нафти i газу належать до таких тектошчних оди­ниць:

• Ск1фсько1 плити Швшчного Криму i континентальних схшив (шель- фових зон) Чорного i Азовського Mopie.

• Ыдольського прогину i схщного занурення КримськоК складчасто! споруди на Керченському niBocTpoei i в прилегали шельфов1й зон1 Чорного моря.

• Переддобруджинсъкого прогину (Одеська обл.), де вщоме Саратське нафтове родовище.

Нафтов1 i газов1 родовища тектошчних одиниць п!вдня i твденного заходу Украши умовно можна об'еднати у Швденноукратсъкий нафтогазо-носний регюн, в межах якого в геолопчному вщношенш Сюфська плита i Переддобруджанський прогин складають Причорноморсько-Кримську нафто­газоносну область. 1ндольський прогин можна вважати 1ндольським нафто­газоносним районом 1ндоло-Кубансько1 нафтогазоносног област1, схщна (ку-банська) частина яко'{ знаходиться в межах Pocii.

Р О 3 Д I Л 1 1СТОР1Я ФОРМУВАННЯ НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВСЯ ГЕОЛОПТ yj

ЗАХ1ДНИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕПОН

Бшышсть родовиш вуглеводшв у perioHi знаходиться в ме­жах нафтогазоносноУ облает! Передкарпатського прогину i прилеглих площ СкибовоУ зони Карпат. Два родовища газу вщкрито в газоносному райош Волино-ПодшьськоУ плити — у Льв1вському прогиш. Чотири промислов! родовища газу вщом! у Закарпатському газоносному райош.

Нафтогазоносна область Передкарпатського прогину i СкибовоУ зони Карпат. За загальноприйнятою думкою геолопв Передкарпатський прогин подшяють на дв1 зони: платформного схилу (швшчно-схщну) — Зовшшню, або Бшьче-Волицьку, i геосинклшального схилу (швденно-захщну) — Внутршню.

Зовшшня зона розвинута на швденно-захщному краю Схщноевропей-ськоУ платформи. Для неУ характерна вщеутшеть палеогенових вщклад!в i моласовоУ tobllu нижнього мюцену. Тортон-сарматсью вщклади (середшй i низ верхнього мюцену) з1м'ят1 в полоп складки i залягають на розмитш поверхн! мезозойсько-палеозойських порщ опущеного краю платформи.

Вщ Схщноевропейсько'1 платформи Зовшшня зона вщдшена по систем! скщцв i флексур, як! простежуються геоф!зичними методами розвщки у швденно-схщному напрямку вщ с. Явор!в Льв!всько1 обл.

1з Внутр!шньою зоною прогину Зовшшня зона межуе по cepii кругах скид!в, по яких платформш вщклади занурюються на значну глибину пщ насувом фл!шових утворень Карпат.

Поперечними розривами Зовшшня зона розбита на ряд пщнятих i опущених блоюв. Основн! i3 них утворюють Угерсько-Крукеницьку запа­дину, Стан!славське пщняття i Кос!вську западину (рис. 1.3).

Внутршня зона прогину — це зона розвитку моласових вщклад!в ниж­нього i, частково, середнього мюцену на прогнутш складчаспй споруд! Карпат, складеноУ фл!шовими породами.

Поверхневу межу цих зон проводять по лшп насуву стебницьких вщклад!в на тортон-сарматсыа Зовн!шньо1 зони прогину.

Внутр!шню зону з твшчного сходу на швденний захщ подшяють на Самб!рську i Бориславсько-Покутську пщзони.

Самб!рська пщзона — це складно побудований синклшорш, заповне-ний воротищенськими, стебницькими i балицькими вщкладами. 1х товщи-на зменшуеться з твшчного заходу на швденний схщ. У nepeci4eHHi по pi4Kax Бистриця i Стрий ширина пщзони по поверхн! — 24, у покутсько-буковинсьюй частин! (м!ж м. Вижниця i с. Берегомет) — 3 км.

Бориславсько-Покутська пщзона е смутою, складеною перекинутими у твшчно-схщному напрямку антиклшалями, насунутими одна на одну. Оса-дов! товщд представлен! крейдовим i палеогеновим флйлем, а також моласами неогену. За складнютю будови i дислокування ця пщзона дуже под!бна до СкибовоУ зони Карпат. У po3pi3i пщзони часто icHye кшька тектон!чних по-Bepxie, насунених один на одний. Найбшьша ширина (18 км) пщзони у пере-ci4eHHi по р. Шстинька, найменша (800 м) — у район! м. Добромиль.

Скибова зона Карпат складаеться численними л!н!йно витягнутими i брах!антиклшальними складками, як правило, перекинутими у швшчно-

2 — 6-1505

Рис. 1.3. Тектошчна схема Передкарпатського прогину (за В.В. Глушком).

Внутршня зона: I — Бориславсько-Покутська пщзона (цифри на схемк /— Покутсью складки, 2— Битювсью, 3 — Майдансью, 4 — Дзвиняцько-Чорнопотоцью; 5— син-клшаль Ослава; 6— складки Молоткова, 7— Долинсько-Бориславсью, 8— Старосельсью складки); // — Самб1рська п1дзона (9 — Радизька синклшаль i Моршинський синюп-Hopiii; 10— Болеево-Свор1твсью складки, 11 — Парищенсью, 12- Голинськ1; 13— Ка-луська складка); Зовншня зона: III— Угерсько-Крупеницька западина (14 — Крупеницька дишнка, 75— Кохашвсько-Угерська дыянка); IV— Сташславське поперечне п1дняття i3 западинами (16— Погарщинською, 17— Отинянською); V— Кошвська западина (18 — п1вн1чне моноклшальне крило; 19 — п1вденна занурена частина); VI — поперечн1 тек-тон1чн1 розриви

схщному напрямку i насунутими одна на одну, а також на складчасп утво-рення Внутр1шньо1 зони прогину.

Родовища вуглеводтв ЗовншньоЁ зони Передкарпатського прогину. В

геолопчному p03pi3i платформного схилу прогину (ЗовшшньоУ зони) вид1-ляють два л1толого-стратиграф1чш поверхи — фундамент i платформну оса-дову оболонку.

Фундамент Зовшшньо'1 зони прогину складений з дислокованих порщ палеозою. Платформна оболонка осад1в — це п!щано-карбонатн! вщклади

20_

НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ

Літологічно обмежені з усіх боків поклади утворюють газові скупчення в лінзах тортонських відкладів Косовського родовища. На нафтогазовому Ко-ханівському родовищі поклад нафти в юрських відкладах належить до типу стратиграфічно екранованого і пов'язаний з горстоподібним уступом. Тут юрські породи зі стратиграфічним неузгодженням перекриті відкладами тортону, які й екранують скупчення нафти.

Родовища вуглеводнів Зовнішньої зони Передкарпатського прогину характеризуються переважно нормальними і заниженими пластовими тис­ками (меншими за гідростатичні). Колекторами тут є пісковики, алев­роліти, піщані глини. Відкрита пористість колекторів — від 0,0001 (0,1 мД) до 1 мкм² (100 мД) і більше. Покришками є глини сармату, галогенні та глинисті утворення тортону. Режими покладів газові у поєднанні з пруж­ними, слабководонапірними і водонапірними.

Родовища вуглеводнів Внутрішньої зони Передкарпатського прогину і прилеглих площ Скибової зони Карпат. Закладання Внутрішньої зони на північному сході Карпатської геосинкліналі відбулось у ранньому міоцені. У будові зони беруть участь флішові відклади крейдяного і палеогенового періодів, а також міоценові моласи.

Осадові утворення, які складають зону, інтенсивно дислоковані і зім'я­ті в антиклінальні складки, часто перекинуті і насунуті одна на одну у північно-східному напрямку. Відклади Внутрішньої зони прогину насунуті на Зовнішню зону. Амплітуда насуву в північно-західному напрямку, за даними буріння, досягає 20 км. У південно-східному напрямку амплітуда зони занурення під регіональний насув флішових утворень крейди і палео­гену Скибової зони Карпат, за даними буріння, сягає 25 км і більше.

У Внутрішній зоні прогину з південного заходу на північний схід ви­діляють дві підзони: Бориславсько-Покутську і Самбірську.

Бориславсько-Покутська підзона — це складний антиклінорій, поділе­ний на блоки поперечними тектонічними порушеннями. Антиклінальні складки перекинуті і насунуті одна на одну в північно-східному напрямку. Складчасті утворення підзони насунуті на відклади Самбірської підзони також у північно-східному напрямку. Ширина виходів відкладів на поверх­ню у Бориславсько-Покутській підзоні змінюється у південно-східному на­прямку. В Бориславсько му районі ширина покрову досягає 5, на широті м. Івано-Франківськ — 20 км (район так званого Станіславського піднят­тя). Далі на південний схід ширина цієї підзони зменшується до 7 км. У покутській частині підзони поширення відкладів Бориславсько-Покут­ського покриву на поверхні досягає 24—25 км.

Ширина Бориславсько-Покутської підзони збільшується там, де фронт тектонічного покриву Скибової зони Карпат відступає на південний захід у зв'язку з розмивом складчатих флішових утворень фронтальної берегової скиби Карпат.

Ці ділянки, де на поверхню виходять складки Бориславсько-Покут­ської підзони Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, називають тектонічними вікнами.

Симбірська підзона — це синклінорій з кількома лінійно витягнутими складками, насунутими одна на одну в північно-східному напрямку і в

РОЗДІЛ 1 ІСТОРІЯ ФОРМУВАННЯ НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВОЇ ГЕОЛОГІЇ 21

цілому на Зовнішню зону Передкарпатського прогину. Відклади підзонирозколюються поперечними тектонічними порушеннями, внаслідок чого вона має блокову будову.

Складчасті утворення Скибової зони насунуті у північно-східному на­прямку на Внутрішню зону Передкарпатського прогину. В межах Скибової зони на прилеглих до Внутрішньої зони площах виділяються лускоподібні складки Берегової (північно-східної) скиби, яка перекриває тектонічним насувом осади Внутрішньої зони прогину і Орівської (південно-західної) скиби, під насувом якої занурюються відклади Берегової скиби. Відклади Берегової і Орівської скиб складаються з крейдяних і палеогенових порід.

Локальні структури (брахіантикліналі і лінійно витягнуті складки) Внутрішньої зони Передкарпатського прогину і прилеглих площ Скибової зони Карпат за будовою є типовим прикладом альпінотипної, або повної, складчастості.

У межах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину і прилеглих до зони фронтальних скибах Карпат відомо понад 25 промислових родовищ нафти і газу: Старосамбірське, Бориславське, Іваниківське, Орів-Уличнян-ське, Стинавське, Струтинське, Північнодолинське, Долинське, Космаць-ке, Гвіздецьке, Пнівське, Битківське та ін. (рис. 1.4).

У родовищах вуглеводнів Внутрішньої зони Передкарпатського про­гину і Скибової зони Карпат колекторами є пісковики і алевроліти стрийської світи верхньої крейди, ямненської світи палеоцену, манявсь­кої і вигодської світ еоцену, менілітової світи олігоцену, рідко поляниць-кої (олігоцен, міоцен) і воротищенської світ міоцену. Відкрита міжзерни-ста пористість колекторів і їх проникність коливаються у широких межах. Колектори, як правило, тріщинуваті. Покришками є глинисті засолені відклади воротищенської (міоцен), аргіліти і часто щільні алевроліти по-ляницької (міоцен, олігоцен) світ, глинисті породи бистрицької світи (еоцен), а також деколи щільні аргіліти і мергелі стрийської світи верх­ньої крейди.

У Внутрішній зоні Передкарпатського прогину і Скибовій зоні Карпат трапляються поклади вуглеводнів таких типів: пластові, склепінні, масив­но-склепінні, пластові склепінні тектонічно екрановані, а також ті, які на­лежать до підвернутих крил антиклінальних структур, що тектонічно екра­новані у верхній їх частині. Прикладом пластового склепінного типу є по­клади нафти середньо- і нижньоменілітових світ олігоцену Струтинського родовища, у відкладах манявської світи Гвіздецького родовища та ін., пла­стового і масивно-пластового типів — поклади нафти у відкладах середньо-і нижньоменілітових світ олігоцену Гвіздецького родовища, поклад газу у відкладах вигодської і манявської світ Росільнянського родовища та ін., пластових склепінних, тектонічно екранованих покладів — скупчення нафти у відкладах верхньоменілітової світи Спаського, Вигода-Витвицького та інших родовищ. Поклади нафти, що пов'язані з підвернутими крилами ан­тиклінальних структур, які тектонічно екрановані у верхніх частинах насу­вом, виявлені в менілітових відкладах олігоцену і манявських відкладах еоцену, а також у вигодсько-манявських відкладах еоцену на Північнодо-линському родовищі нафти.

Рис. 1.4. Тектонічна схема Передкарпатського прогину з розміщенням основних родовищ вуглеводнів (за даними УкрНДГРІ, 1990).

Межі: 1 — основних тектонічних елементів, 2 — тектонічних зон; 3 — імовірна межа поши­рення складок Бориславсько-Покутської зони під Складчастими Карпатами; родовища: 4 — газові, 5— нафтові, 6— нафтогазові; цифри на схемі: І — Волино-Подільська плита; Зовнішня зона Передкарпатського прогину: Ну — Угерсько-Крукеницька западина, Не — Ста-ніславське підняття, Пк — Косівська западина; Внутрішня зона Передкарпатського прогину: Ніс — Самбірська підзона, Шпб — Покутсько-Бориславська підзона, Пік — Скибова зона Карпат

Режим покладів нафти Внутрішньої зони Передкарпатського проги­ну — переважно пружний у поєднанні зі слабководонапірним і режимом розчиненого газу.

РОЗДІЛ 1 ІСТОРІЯ ФОРМУВАННЯ НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВОЇ ГЕОЛОГІЇ

.23

Газоносний район Львівського палеозойського прогину Волино-Поділь-ської плити. Львівський прогин належить до Волино-Подільської плити, яка розташована на південно-західному краї Східноєвропейської платфор­ми. Тут розкрито два невеликі газові родовища (Великомостівське і Ло-качівське). Геологічний розріз прогину складається із таких порід: нижньо­го та верхнього протерозою, потужної товщі палеозою, мезозою і кайно­зою. Загальна товщина карбонатно-теригенних відкладів від 1600 м на сході території до 7000 м на західних її ділянках, тобто у зоні з'єднання цього прогину з Більче-Волицькою зоною Передкарпатського прогину. За­гальна товщина осадових порід палеозойської групи понад 5 км.

У геологічному розрізі Львівського прогину виділяють два структурно-тектонічні поверхи. Нижній, виділений деякою мірою ще умовно, об'єднує відклади пізнього протерозою і палеозою. Цей поверх слабко дислокований плікативними і диз'юнктивними порушеннями. Верхній поверх складений майже горизонтально залягаючими товщами порід мезозою. У верхньопа-леозойських відкладах прогину виявлено близько ЗО антиклінальних скла­док, які переважно групуються в смуги, витягнуті у північно-західному на­прямку. Смуги антиклінальних складок ускладнені розривними тектоніч­ними порушеннями.

Пошуки нафтогазових родовищ у Львівському палеозойському прогині розпочались у 1951 р. Газопрояви в процесі буріння свердловин тут трап­лялися із кембрійських відкладів біля с. Новий Вітков, міст Володимир-Волинський і Бучач, а також у с. Крехів і м. Судова Вишня. В районі м. Перемишляни під час випробування свердловини 1-П з інтервалу 3475— 3545 м був недовгочасний фонтан природного газу. Внаслідок аварійного стану свердловини дебіт газу та інші параметри фонтануючого пласта не досліджені. У 1964 р. було виявлено Великомостівське газове родовище на Львівщині, у 1980 р. — Локачівське газове родовище на Волині.

Газоносний район Закарпатської западини. Прояви горючого газу від­значалися ще в XIX ст. при експлуатації покладів кам'яної солі.

Пошукові роботи бурінням на поклади вуглеводнів були розпочаті тут наприкінці XX ст. У 1982 р. біля м. Солотвин під час буріння свердловини 68-3 при глибині вибою 1031м із соленосних відкладів тереблянської світи тортону відбувся аварійний вибух газу, і свердловина фонтанувала з дебітом близько 20 тис. м³/добу. Фонтан газу був "задавлений" тільки через чотири тижні. Цією свердловиною було відкрито перше родовище газу на Закарпатті, що засвідчило промислову газоносність Закарпатської западини. Пізніше бу­ло відкрито ще три газові родовища (Русько-Комарське, Станівське, Королів­ське), геологічна будова яких подібна до будови Солотвинського родовища.

Геологічний розріз Солотвинського родовища газу представлений крей­дяно-палеогеновими і неогеновими відкладами. Крейдяно-палеогенові від­клади складають фундамент Закарпатської западини. Відклади крейди (се-нон) — теригенні утворення, переважно пісковики та алевроліти.

У палеогенових відкладах виділяють: фацію темно-сірих і чорних піс­ковиків з прошарками аргілітів та алевролітів і фацію коричневих та зеле­нуватих алевритистих аргілітів з прошарками пісковиків, різноманітного кольору конгломератів, туфових порід, пісковиків і туфітів.

24_

НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ

Неогенові породи представлені пірокластичними, соленосними і пі­щано-глинистими відкладами. В основі неогену залягають туфи і туфіти новоселицької світи товщиною до 370 м. Новоселицька світа перекрита піщано-глинистою товщею талаборської світи, вище якої залягає глиниста тереблянська світа. Антропогенові відклади складаються суглинками і га­лечниками товщиною до 50 м.

Солотвинське родовище газу пов'язане з брахіантиклінальною склад­кою, в ядрі якої знаходиться соляний шток. Виходи на земну поверхню солі штоку фіксуються на північно-західній ділянці Солотвинської брахіан­тикліналі. Розмір штоку на абсолютній позначці +210 м — 2000 х 850 м.

Структурний план підсольових відкладів не збігається зі структурними планами по сольових і надсольових утвореннях.

Продуктивними на Солотвинській структурі є відклади талаборської світи неогену. Колектори представлені пісковиками. Слід зазначити, що на Солотвинській площі газонасиченість підтверджена і у відкладах дубровсь-кої світи палеогену. Під час випробування свердловин 4 і 5 з цих відкладів були отримані абсолютно вільні дебіти газу до 80 тис. м³/добу.

СХІДНОУКРАЇНСЬКИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕГІОН

Східноукраїнський нафтогазоносний регіон представленийДніпровсько-Донецькою западиною, яка у географічному відношенні зна­ходиться на території Чернігівської, частково Київської, Сумської, Харків­ської, Полтавської і частково Донецької та Луганської областей.

В геологічному відношенні ДДЗ — це депресія авлакогенового типу. Вона є складовою частиною Прип'ятсько-Дніпровсько-Донецької нафтога­зоносної провінції. Прип'ятський прогин, до якого належить Прип'ятська нафтогазоносна область, знаходиться на території Білорусі.

Дніпровеько-Денецький авлакоген — це вузька мульда (западина). її простягання — з північного заходу на південний схід, де вона відділяється так званою перехідною зоною від зануреної Донецької складчастої споруди у Донецькому басейні (рис. 1.5).

У пізньому візе раннього карбону в межах западини було кілька не­значних фаз тектогенезу, що фіксується в розрізі карбонових відкладів стратиграфічними і малими кутовими незгідностями між окремими осадо­вими комплексами. У карбоновому періоді занурюється і територія Донба­су. В ДДЗ це виявилося у збільшенні глибини дна моря у південно-східно­му напрямку. Нагромадження осадів продовжувалося в ДДЗ і в ранній пермі.

Слід зазначити, що протягом другого етапу розвитку западини (пізній візе — рання перм) відбувалося посування блоків фундаменту по поздовж­ніх і поперечних розривах у кристалічній основі западини, виникнення яких пов'язане, можливо, з нерівномірним зануренням дна авлакогену. Ру­хи блоків фундаменту привели до утворення перерв у нагромадженні осадів між раннім і середнім карбоном, башкирським і московським ярусами се­реднього карбону. Кінець ранньопермської епохи у ДДЗ (самарський час)

НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ

позначився тектонічними підняттями її території. Породи карбону і ниж­ньої пермі зминаються у пологі складки. Починають збільшуватися со­ляні куполи. Якраз за цим часом не виключена можливість формування у структурах, що утворювалися, покладів вуглеводнів. Далі стиснення скла­док зумовило формування у природних резервуарах певних пластових тисків.

На початку третього етапу розвитку западини (пізня перм) регіон опускається і нагромаджується потужна товща піщано-глинистих відкладів. Це засвідчує неузгоджене залягання верхньопермських відкладів на утво­реннях нижньої пермі та карбону. Проте Донецька складчаста споруда була втягнута у тектонічний рух протилежної спрямованості, внаслідок чого протягом пізньої пермі вона відокремилась. Між ДДЗ і Донбасом фор­мується перехідна зона. Кінець пізньої пермі у ДДЗ починається висхідни­ми рухами її дна. Починаючи з юрського періоду в ДДЗ відбувається за­гальне скорочення і обміління морського басейну. Максимальні товщі оса­дів відкладаються у південно-східній частині центральної зони западини. Характер осадів теригенний і карбонатний. Наприкінці крейди і на початку палеогену проявилась, імовірно, ларамійська фаза альпійського тектогене-зу. Завершується формування сучасної структури ДДЗ, хоча локальні структури і надалі розвиваються та ускладнюються, оскільки продовжуєть­ся зростання соляних куполів. В антропогеновий період територія запади­ни підіймається, проте повільніше, ніж зони Українського щита і Воро­незького кристалічного масиву. Найінтенсивніші висхідні рухи в западині відбуваються у південно-західній її частині.

Відкриті поклади вуглеводнів у ДДЗ пов'язані з відкладами середньої юри, тріасу, нижньої пермі, верхнього, середнього і нижнього карбону. Колекторами слугують гравеліти, пісковики, алевроліти, тріщинуваті й ка­вернозні хемогенні породи. Відкрита пористість колекторів коливається у широких межах: теригенних — від 1—3 до 20 % і більше; проникність значною мірою залежить від тріщинуватості і змінюється від 0,000] (або 0,1 мД) до 3 мкм² (або 3000 мД).

У північно-західній частині западини (Чернігівська і частково Сумська обл.) у родовищах вуглеводнів, переважно нафтових, поширені пластові склепінні поклади (наприклад, Монастирищенське родовище); трапляють­ся пластові склепінні, тектонічно екрановані поклади (Прилуцьке родови­ще), а також пластові склепінні, літологічно екрановані і масивно-пластові (Глинсько-Розбишевське родовище).

У центральній частині западини (Полтавська і північ Харківської обл.), де поклади переважно газоконденсатні, поширені такі їх типи: пластові склепінні, тектонічно екрановані (Солоховське родовище), масивно-плас­тові (Шебелінське родовище), масивно-пластові, екрановані соляними ма­сивами і тектонічними порушеннями (Єфремовське і Західнохрестищен-ське родовища).

У південно-східній частині западини (південний схід Харківської і пів­нічний захід Донецької обл.), де переважають газові поклади, поширені пластові склепінні, тектонічно екрановані і масивно-пластові типи (Співа-ківське і Краснопопівське родовища).

РОЗДІЛІ ІСТОРІЯ ФОРМУВАННЯ НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВОЇ ГЕОЛОГІЇ 27

Режими покладів нафти пружні у поєднанні зі слабководонапірнимина початковій стадії експлуатації; у газових покладах режими газові у по­єднанні зі слабководонапірними і рідко водонапірними. Пластові тиски від нормальних гідростатичних у північно-західній частині западини до над-гідростатичних у центральній і південно-східній частинах западини, тобто на ділянках прояву соляної тектоніки і збільшення інтенсивності складча­стих структур.

ПІВДЕННОУКРАЇНСЬКИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕГІОН

Територія Південноукраїнського нафтогазоносного регіонув адміністративно-географічному відношенні знаходиться в межах Автоном­ної Республіки Крим (Кримський і Керченський півострови) і частково в Херсонській і Одеській областях (південна і південно-західна частини Ру­ської рівнини). Одне родовище газу (Приазовське), яке було відкрите ще у 1936 р., знаходиться в Запорізькій обл. У геологічному відношенні воно приурочено до південно-західного занурення Азовського виступу Україн­ського щита. Природний резервуар родовища вже багато років слугує під­земним газовим сховищем.

У зазначеному регіоні відкриті також родовища вуглеводнів у межах акваторій Чорного і Азовського морів.

Залежно від віку і будови фундаменту території регіону тут з півночі на південь виділяють: південний край Східноєвропейської платформи; епігер-цинську Скіфську плиту; зону альпійської складчастої споруди Криму. На південному заході регіону виділено Переддобруджинський прогин.

На території Криму і Керченського півострова, а також у шельфових зонах Чорного і Азовського морів родовища вуглеводнів переважно пов'я­зані зі структурами епіпалеозойської Скіфської плити (рис. 1.6).

Ступінь дислокованості відкладів осадового чохла зумовлений характе­ром і масштабом тектонічних рухів, які тут були.

У межах Тарханкутського півострова (південно-східна частина Каркі-нітсько-Сиваського прогину Скіфської плити) розвинуті куполоподібні, а інколи брахіантиклінальні складки амплітудами кілька сотень метрів. Утворення цих структур пов'язане, напевно, з формуванням нерівно­мірного східчастого занурення підложжя Скіфської плити у південному напрямку.

У приосьовій і північній частинах Каркінітсько-Сиваського прогину, де в основі Скіфської плити не спостерігається чітко виявлених виступів, структури стають успадкованими, деколи без певних форм. Прикладом є успадкована Джанкойська складка, яка лежить майже у приосьовій частині прогину, а також інші підняття у вигляді площин структурних носів.

Для Індольського прогину (Керченський півострів) характерні складки північно-східного простягання, розміщені кулісоподібно. Будова цих скла­док вивчена тільки у мезо-кайнозойських відкладах.

Антиклінальні структури Криму і Керченського півострова є поліген-ними. Вони збільшувалися, ускладнювалися і змінювалися під час кожної

28_

НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ

АЗОВСЬКЕ МОРЕ

ЧОРНЕ МОРЕ

Рис. 1.6. Тектонічна схема Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної області (за даними УкрНДГРІ, 1990):

/ — межі виступів і западин; 2 — тектонічні розломи, що відділяють гірські споруди від плат­форм; родовища: З — нафтові, 4 — газові та газоконденсатні; цифри на схемі: І— зона негли­бокого залягання кристалічного фундаменту Східноєвропейської платформи, Скіфська плита; //— Північнокаркінітсько-Сиваський прогин; ///— Південнокаркінітсько-Сиваський про­гин; IV — Новоселівське підняття; V — Сімферопольське підняття; VI — Саксо-Сімферополь-ський виступ; VII— Альмінський прогин; VIII — Калинівський прогин; IX— Новоцари-цинський виступ; X — Середньоазовське підняття; XI— Індольський передгірський прогин; XII — мегантиклінорій Гірського Криму; XIII — східне занурення Гірського Криму; родовища нафти і газу: 1 — Чаплінське, 2 — Міжводненське, З — Борисівське, 4 — Карлівське, 5 — Кіровське, б — Голицинське, 7 — Чорноморське, 8 — Глібівське, 9 — Краснополянське, 10 — Оленівське, 11 — Західнооктябрське, 12 — Октябрське, 13 — Джанкойське, 14 — Стрілкове, 15— Мисове, 16— Білокаменське, 17— Малобабченське, 18— Південносиваське, 19 — Вла-диславівське, 20 — Мошкарівське, 21 — Горностаївське, 22 — Приозерне, 23 — Тамбовське, 24— Планєрське, 25— Вулканівське, 26— Марьєвське, 27— Борзівське, 28 — Слюсарівське, 29 — Фонтанівське, ЗО — Кореньківське, 31 — Морське, 32 — Придорожнє

фази тектогенезу. Це пов'язане з тим, що тектонічні рухи в цій зоні харак­теризуються успадкованістю. Наприклад, В. Пчелінцев (1962), вивчаючи історію тектонічного розвитку Криму, зазначав, що тут дивує та цілість за­гальних рис мезозойської структури, яка тільки увиразнюється наступними

РОЗДІЛ 1 ІСТОРІЯ ФОРМУВАННЯ НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВОЇ ГЕОЛОГІЇ 29

рухами кайнозою і сучасності. Внаслідок успадкованості тектонічних рухівнавіть підняття конседиментаційного характеру згодом могли набути риси тектонічних структур.

Складки дуже ускладнені тектонічними розривами, які сягають у від­клади, що залягають нижче. За формою і ступенем порушеності складки поділяють на три типи. До першого належать складки північної частини Керченського півострова з брахіантиклінальною будовою, широкими скле­піннями і кутами падіння крил 10—15° та інші структури. Складки другого типу розвинуті у середній частині Керченського півострова. Вони асимет­ричні, з крутими північними крилами (до 70—80°) і спадними південними крилами (20—30°), ускладнені глинистим діапіризмом і грязьовим вулка­нізмом. До третього типу належать антиклінальні підняття, також асимет­ричні, але не ускладнені грязьовим вулканізмом. Вони зосереджені у пів­денній частині Керченського півострова.

На Кримському півострові і в прилеглих шельфових зонах відкрито родовища вуглеводнів, які зосереджені в різних тектонічних елементах Каркінітсько-Сиваського прогину Скіфської плити. На Керченському пів­острові нафтогазові родовища відкриті в Індольському прогині і на східно­му продовженні Кримського мегантиклінорію. Стрілковське родовище газу знаходиться на західному краю Середньоазовського підняття.

Родовища вуглеводнів півдня України пов'язані з відкладами неогену, олігоцену, середнього і верхнього палеоцену, верхньої і нижньої крейди і юри. Колекторами є пісковики, алевроліти, тріщинуваті мергелі, туфи і ту-фо-пісковики, вапняки. Відкрита пористість колекторів коливається у ши­рокому діапазоні (від 3,0 до 35 %), проникність залежить від тріщинува­тості й змінюється в дуже широких межах. Покришки згорнені глинами міоцену і майкопу, щільними вапняками, мергелями і аргілітами палеоце­ну, верхньої крейди та альбу.

В межах Скіфської плити в родовищах вуглеводнів поширені поклади: масивні пластові склепінні (Чорноморське газове родовище), масивні, тек­тонічно екрановані (Оленівське газове родовище), пластові, тектонічно ек­рановані (Західнооктябрське газоконденсатне родовище), пластові склепін­ні (Джанкойське газове родовище).

В Індольському прогині поширені поклади: пластові склепінні; літоло­гічно екрановані; пластові склепінні, тектонічно екрановані і літологічно ек­рановані (родовища Мошкарівське-Куйбишевське, Малобабченське, Борзов-ське та ін.).

У межах акваторії Чорного моря в родовищах газу і газоконденсату (Голицинське, Південноголицинське, Шмідтівське і Кримське) поширені поклади: пластові склепінні; пластові, тектонічно екрановані; пластові склепінні, тектонічно екрановані.

Поклади газу на Приазовській площі пов'язані з пасткою, яка являє собою структурний ніс у межах південно-західного занурення Азовського виступу Українського щита.

Режими газових покладів — газові у поєднанні з пружними і слабкона-пірними. Режими нафтових покладів — пружні у поєднанні зі слабконапір-ними і водонапірними.

30_

НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ

В Криму і на Керченському півострові поклади вуглеводнів дуже від­різняються за коефіцієнтом аномальності початкових пластових тисків. Тут є поклади, які характеризуються надгідростатичними пластовими тисками. Ці поклади розміщуються переважно в Індольському прогині на ділянках, де є грязьові вулкани (Мошкарівське родовище, Куйбишевська площа). Поклади вуглеводнів з нормальними і аномально низькими початковими пластовими тисками трапляються здебільшого на Скіфській плиті.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1. Які проблеми вирішує нафтогазопромислова геологія?

2. Коли і де виникла наука нафтогазопромислова геологія ?

3. Назвіть імена вітчизняних і закордонних науковців у галузі нафтогазо- промислової геології.

4. У яких країнах розпочався видобуток нафти у XII ст. ?

5. Узагальніть дані щодо видобувних запасів нафти в розвинутих країнах і країнах, які розвиваються, на початок 2004 р. ?

6. Який середньорічний видобуток нафти і газового конденсату в країнах світу?

7. Які запаси і видобуток природного газу в розвинутих країнах і країнах, які розвиваються ?

8. Який річний видобуток нафти і газу із морських родовищ країн світу?

9. Назвіть основні етапи історії геологічних досліджень і розвідки родовищ нафти і газу в Україні.

10. Якою є динаміка видобутку нафти і газу в Україні?

11. Схарактеризуйте нафтогазоносність України.

12. Назвіть імена видатних геологів, які зробили великий внесок у справу вивчення геологічної будови нафтогазоносних регіонів України.

РОЗДІЛ

СКЛАДАННЯ ПРОЕКТІВ БУДІВНИЦТВА СВЕРДЛОВИН