3.4 Нафтогазогідрогеологічне районування

Нафтогазогідрогеологічне районування слугує науковою основою для встановлення закономірних зв’язків нафтогазонагромадження з великими гідрогеологічними структурами, а у їхніх межах – зі структурами нижчих порядків.

У нафтогазовій геології співіснують два принципи виділення найбільших таксонометричних одиниць нафтогазонагромадження – нафтогазоносних басейнів (НГБ) (И.О. Брод, 1964) і нафтогазоносних провінцій (НГП) (Н.Ю. Успенская, З.А. Табасаранский, 1966; А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, В.С. Мелик-Пашаев и др., 1968, Г.Н. Доленко, 1985; Б.Й. Маєвський, М.І. Євдощук, О.Є. Лозинський, 2002).

Беручи до уваги тісний зв’язок між нафтогазоносністю великих територій і акваторій та їхніми гідрогеологічними умовами і приуроченість родовищ нафти і газу та зон нафтогазонагромадження до водонапірних басейнів, за основний елемент нафтогазогеологічного районування доцільно прийняти водонапірний нафтогазоносний басейн (НГБ).

Визначення ВНБ та НГБ як великої геологічної й, одночасно, гідрогеологічної структури дозволяє стверджувати, що уявлення про НГБ та НГП не є альтернативними. Насправді, Прип’ятсько-Дніпровсько-Донецький ВНБ у повному обсязі має ранг НГБ і НГП. Те ж стосується низки інших ВНБ – Південнокаспійського, Західносибірського, Прикаспійського.

Аналіз роповсюдження нафтогазових родовищ свідчить про певне їхнє тяжіння до регіонів потужного осадонагромадження. За даними Г.Х. Дікенштейна та ін. (1977) понад 80% НГП мають осадові чохли, товщина яких коливається від 8 до 12 км і більше. Оптимальними умовами нагромадження і збереження покладів нафти і газу характеризуються геогідродинамічні системи елізійного типу (А.А. Карцев, 1972).

Таким чином, нафтогазоносна провінція з гідрогеологічного погляду є водонапірним басейном (однобасейнова НГП) або групою водонапірних басейнів (багатобасейнова НГП), що характеризуються близькими рисами геологічної будови, певним стратиграфічним діапазоном нафтогазоносності, значними можливостями акумуляції і збереження вуглеводнів (В.В. Колодий, 1983).

У багатобасейнових НГП одному нафтогазоносному басейнові відповідає нафтогазоносна область (НГО). У межах однобасейнової НГП нафтогазоносні області приурочені до окремих суббасейнів або великих структурно-тектонічних елементів в їхніх межах.

У межах України нафтогазоносні ВНБ приурочені до великих геоструктур з потужним осадовим наповненням: Дніпровсько-Донецької западини, Індоло-Кубанського, Причорноморсько-Кримського, Передкарпатського прогинів. В межах цих структур, також за структурним принципом, виділяються гідрогеологічні райони другого порядку, наприклад Донецький і Донський водонапірні басейни другого порядку у Дніпровсько-Донецькому ВНБ, водонапірні суббасейни Зовнішньої і Самбірсько-Рожнятівської зон Передкарпатського водонапірного басейну тощо.

Райони третього порядку виділяються в межах геоструктур другого порядку, наприклад схили і центральні частини структур другого порядку (Північний і Південний борти та грабен Дніпровського басейну, Бориславсько-Покутська, Більче-Волицька, Косівська зони Передкарпатського прогину та ін.).

В Україні до нафтогазоносних структур першого порядку належать нафтогазоносні ВНБ (НГБ): Волинсько–Подільський, Передкарпатський, Закарпатський, Причорноморсько-Азовський, Дніпровсько-Донецький.

Волинсько-Подільський НГБ розташований між Українським щитом на сході і Передкарпатським ВНБ на південному заході. На заході басейн продовжується на території Польщі.

Ложе басейну занурюється від схилів Українського щита і Білоруського підняття на південь і захід, особливо стрімко, по системі розломів на широті Володимира Волинського і Рівного. Водоносні горизонти відповідно до занурення ложа нахилені на захід і південний захід. Вони приурочені до протерозойських, палео-, мезо- і кайнозойських утворень і часто утворюють єдині водоносні комплекси. Верхні горизонти повсюдно містять прісні води. Від Українського щита, де розташована область живлення, до межі з Передкарпатським ВНБ зі збільшенням глибини мінералізація вод зростає і у нижній частині розрізу з’являються міцні солянки.

Глибина розповсюдження прісних вод у басейні змінюється у різних його частинах у широких межах. Якщо у вапняках девону південної частини басейну на глибині 500 м ще розповсюджені прісні води, то води Львівської кам’яновугільної мульди на глибинах 175-400 м містять солені води з мінералізацією 35 г/дм³. Високою водозбагаченістю і великими запасами підземних вод відзначаються водоносні горизонти і комплекси у північній та центральній частинах басейну, на відміну від південної, де значна глибина ерозійної мережі сприяє дренуванню підземних вод.

У Волинсько-Подільському НГБ відкриті газові родовища –Великомостівське у кам’яновугільних і Локачівське у девонських відкладах. Крім того, численні нафтогазопрояви пов’язані з відкладами нижнього карбону та середнього і верхнього девону, що дозволяють вважати басейн перспективно нафтогазоносним.

Передкарпатський НГБ розташований між Волинсько-Подільським на північному сході та Карпатською гірськоскладчастою спорудою на південному заході. Він являє собою глибокий передгірський прогин, складений неогеновою моласою. Особливістю басейну є нафтогазоносність його глибоких горизонтів, наявність соленосних порід, особливо у південно-західній частині та насувна будова. Ложе басейну являє собою еродовану різновікову поверхню – від рифейських до мезозойських утворень. Водоносність неогенових відкладів дуже низька. Підземні води тут, переважно, високомінералізовані, непридатні для водопостачання.

Підземні води глибоких горизонтів басейну збагачені йодом, бромом, іншими мікроелементами і можуть використовуватися як цінна гідромінеральна сировина.

Нафтові, газоконденсатні і газові поклади пов’язані з різними типами пасток у відкладах юри, крейди, палеогену і неогену. Основними родовищами є Бориславське, Орів-Уличнянське, Новосхідницьке, Долинське, Битківське, Лопушнянське нафтові та Угерське, Рудківське, Більче-Волицьке газові.

Закарпатський НГБ розташований на південний захід від Карпатської гірськоскладчастої споруди і приурочений до Закарпатського прогину, що складається з Чоп-Мукачівської і Солотвинської западин. У розрізі басейну беруть участь водоносні комплекси неогенових піщано-глинистих соленосних і вулканогенних утворень та алювіальних відкладів долини р. Тиси і її приток.

Піщано-глинисті і соленосні відклади неогену, переважно, слабко водозбагачені, містять солені води і солянки. У породах ложа басейну залягають міцні хлоридні натрієві і кальцієво-натрієві солянки.

Закарпатський НГБ перспективний також на пошуки енергетичних термальних вод. Температура на глибині 2000 м тут перевищує 100 ^оС.

З відкладами карпатію, баденію і сармату пов’язані невеликі родовища сухого метанового газу (Солотвинське, Русько-Комарівське, Королевське, Станівське) та Мартівське родовище діоксиду вуглецю з невеликою домішкою метану (Карпатська нафтогазоносна провінція, 2004). На цій підставі Закарпатський НГБ віднесений переважно до газоносних.

Причорноморсько-Азовський ВНБ охоплює південну частину моноклінального схилу Українського щита, Рівнинний Крим та акваторії шельфів Чорного і Азовського морів.

Основні водоносні горизонти басейну приурочені до осадових порід крейди, палеогену, неогену та антропогену. Рух підземних вод спрямований від області живлення на північному борті басейну на південь, де, ймовірно в зоні широтних тектонічних порушень під дном Чорного моря відбувається їх розвантаження. У цьому ж напрямі зростає мінералізація підземних вод. З іншого боку підземні води глибоких горизонтів рухаються від набільш зануреної частини басейну – Михайлівської депресії – на північ, захід, південь і схід (В.В. Колодій, М.В. Лебединець, І.В. Колодій, 1999). Таким чином у басейні наявні генетично відмінні геогідродинамічні системи – елізійна та інфільтраційна зі спільними осередками розвантаження вод.

Зона прісних вод у басейні розповсюджена не повсюдно. На окремих ділянках суттєво мінералізованими є навіть ґрунтові води.

Причорноморсько-Азовський ВНБ є нафтогазоносним. На суходолі тут виявлені газові, газоконденсатні і нафтові родовища – Октябрське, Задорненське, Глібівське, Карлавське, Джанкойське, Тетянівське, а на шельфі – Голіцинське, Південноголіцинське, Шмідтівське, Штормове, Кримське та інші газові і газоконденсатні родовища, приурочені до пасток у палеоценових і майкопських утвореннях. Останнім часом південніше Керченського півострова в майкопських відкладах виявлене нафтове родовище на Субботінському піднятті.

Дніпровсько-Донецький нафтогазоносний ВНБ розташований у північно-східній частині України. На заході й півдні його межа умовно проводиться по виходах кристалічних порід Українського щита. У південно-східній частині він межує з Донецьким басейном, на півночі і сході басейн продовжується на територіях Бєларусі і Росії.

Водоносні горизонти басейну приурочені до палеозойських, мезозойських і кайнозойських відкладів загальною товщиною понад 10 км. У басейні розвинуті потужні соленосні товщі у девонських і пермських відкладах. Водоносні горизонти басейну відзначаються різною водозбагаченістю, хімічним складом і мінералізацією.

Товщина зони прісних вод досягає в центральних частинах басейну 350-400 м, а на схилах Українського щита і Воронізького масиву збільшується до понад 500 м, охоплюючи майже усю товщу мезо-кайнозою. Прісні води на схилах Українського щита (Київ, Черкаси та ін.) розповсюджені у відкладах верхнього палеозою. Це зумовлене тим, що схили кристалічних масивів є областями живлення водоносних горизонтів осадової товщі.

В міру занурення водоносних товщ до центральної частини басейну умови водообміну поступово погіршуються, завдяки чому на великих глибинах повсюдно формуються високомінералізовані води і солянки. На цих глибинах залягають численні родовища нафти і газу, сумарні розвідані запаси яких є найбільшими в Україні. Основні поклади нафти, конденсату і газу залягають у нижньопермсько-верхньокам’яновугільному комплексі, де наявні великі пастки. Породи-колектори представлені уламковими і карбонатними різновидами з пористістю 5 - 30%, проникністю до 3,4 мкм². Тут розвинуті багатопластові, з великими поверхами газоносності родовища – Шебелинське, Єфремівське, Гнідинцівське, Глинсько-Розбишівське та ін.

Промислові скупчення вуглеводнів розвідані у серпуховських відкладах Опішнянського, Котелевського, Березівського, Абазівського та інших родовищ, у нижньовізейських і турнейських відкладах Руденківського, Багатойського, Тимофіївського, Яблунівського та інших родовищ в уламкових і карбонатних породах-колекторах. Промислові припливи газу і нафти отримані також з девонських відкладів (Руденківська, Горобцівська, Бугруватівська, Козіївська та інші площі).

Поклади нафти і газу розвідані також у породах кристалічного ложа басейну на Хухрянському, Юліївському, Скворцівському, Чернетчинському та Огульцівському родовищах.

Карпатський гідрогеологічний масив у геоструктурному відношенні відповідає складнопобудованій покривно-складчастій споруді, розташованій між Передкарпатським і Закарпатським водонапірними басейнами. Його межі проводяться за тектонічними контактами флішових утворень палеогенового і крейдового віку з неогеновими відкладами прилеглих депресій. Здебільшого прісні підземні води масиву приурочені до верхньої тріщинуватої зони корінних порід, яка розповсюджується до глибин 80-100 м. Водозбагаченість порід невелика. У південно-західній частині масиву наявні мінеральні вуглекислі води, приурочені до зон диз’юнктивних дислокацій. У долинах рік розповсюджені прісні води в алювіальних відкладах, серед яких також місцями зустрічаються залізисті вуглекислі мінеральні води.

Пошуковим бурінням на нафту і газ тут ще у позаминулому столітті розкриті мінералізовані води і розсоли та нафтові й газові скупчення, що експлуатувалися понад 100 років (Східниця, Битків та ін.).