2.Проблеми пошуків нетрадиційних скупчень нафти і газу (кристалічний фундамент, рифи, сланцевий газ, газ вугільних басейнів).

Серед нетрадиційних об’єктів, що привертають увагу в останнє десятиліття геологів-нафтовиків особливий інтерес представляють породи фундаменту. Вперше цілеспрямоване буріння для виявлення покладів нафти в фундаменті було розпочате у Венесуелі в кінці 40-х - початку 50-х років після того, як на родовищі Ла-Пас при отри­манні нафти із тріщинуватих крейдяних вапняків було вирішено поглибити розвідувальну свердловину в породи фундаменту, виходя­чи із думки про можливість розвитку в них також тріщинуватих колекторів, які вміщують нафту. Відкритий цією свердловиною поклад у фундаменті і до сьогодні є одним із найбільших. При наступному розбурюванні покладу з проходкою по фундаменті 941м найбільший початковий дебіт нафти із продуктивного інтервалу досяг 1576т/добу, хоча деякі із свердловин виявилися непродуктивними або малодебітними. Не дивлячись на це, в подаль­шому пошукам вуглеводнів у породах фундаменту не надавалося пот­рібної уваги.

На сьогодні скупчення вуглеводнів і припливи нафти і га­зу промислового значення, які приурочені до порід фундаменту, виявлені в осадочних басейнах різного типу в Європі, Азії, Афри­ці, Північній та Південній Америці та Австралії.

Серед 450 родовищ нафти і природного газу, в яких промислові ресурси зосереджені в кристалічному фундаменті, є 40 гігантських родовищ з запасами 3703млрд.м³ природного газу і 31602млн.т нафти (23% від світових її запасів). Товщина нафтоносної зони в кристалічних породах досягає 1500м, інколи більше.

За даними Є.В. Кучерука (1990) у породах фундаменту та інших породах можна виділити три основні групи структур, що контролюють скупчення вуглеводнів:

1. переважно ерозійного характеру,

В утворенні групи основну роль відіграють процеси вивітрювання і вилуговування. Поклади звичайно масивні, охоплюють як породи фундаменту, так і породи оса­дочного походження, що контактують з ними. При відсутності скупчень вуглеводнів у скле­піннях вони можуть бути на крилах і екрануватись фундаментом або літологічними змінами порід. До цієї групи можна від­нести родовища Крафт-Пруса в межах підняття Центрального Канзасу, Пунчинське в Західному Сибірі, а також родовища-гіганти Х’юготон-Панхенд у США та Ауджила в Лівії, не дивлячись на те, що останні мають в основі горстову природу.

2. ерозійно-тектонічні блокові моноклінального або горстового типу,

Структури другої групи приурочені переважно до осадочних басейнів рифтогенного типу або які пройшли рифтогенну активіза­цію (западина Сирт). Поклади звичайно, локалізуються в найбільш припіднятих ділянках тектонічних блоків і екрануються розломами і поверхнями неузгоджень.

У формуванні колекторів, поряд з екзогенними, велику роль відіграють ендогенні процеси (тектонічна тріщинуватість, цирку­ляція гідротермальних розчинів по розломах). Переважають покла­ди масивні, тектонічно екрановані (прикладами можуть бути родо­вища Яреся в КНР, Едісон в Каліфорнії тощо).

3) переважно тектонічні складчас­того типу.

До третьої групи можна віднести структури, які сформовані в умовах стиснення пізніми тектонічними рухами, що охопили як осадочний чохол, так і фундамент. Подібні структури відомі, нап­риклад у двох таких різнотипних орогенних осадочних басейнах як Лос-Анджелес і Маракайбо. В обох басейнах родовища в фундамен­ті пов’язані з прирозломними, сильно порушеними антикліналями.

Поклади локалізуються в присклепінних ділянках структур, які характеризуються найбільш інтенсивною тріщинуватістю. Текто­нічна тріщинуватість - в склепінні антикліналей і в прирозломних зонах - основний фактор формування колекторських властивостей порід фундаменту. Родовища звичайно багатопластові, з покладами масивними склепінними в фундаменті і пластовими склепінними у відкладах, що залягають вище.

Кристалічний фундамент ДДЗ є нетрадиційним об’єктом для пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ. Проблема його нафтогазоносності ще знаходиться на початковій стадії вивчення. Сьогодні вона вирішується спільно з пошуками покладів вуглевод­нів в осадочному чохлі. Але, недивлячись на це, в раніше безперспективних утвореннях фундаменту, вже отримані припливи наф­ти і газу на Хухринській, Чернетчинській, Доброславській, Юліївській, Огульцівській, Золочівській, Добропільській та інших ділян­ках Північного борту ДДЗ.

На сьогодні в ДДЗ пробурено близько 200 свердловин, які розкрили кристалічний фундамент на глибині до 1000м. Найбільша кількість свердловин знаходиться на Північному борті, де роз­різ фундаменту вивчений в основному на глибинах до 200-500м.

І хоч природа резервуарів кристалічного фундаменту ДДЗ вив­чена дуже слабо, дані які є, дозволяють прогнозувати різні їх морфологічні і генетичні типи. Основні різновиди нетрадиційних резервуарів тут пов’язані з:

- корами вивітрювання, потужність яких коливається в широ­кому діапазоні від 10 до 105м;

- зонами гіпергенезу, що зачіпає товщу порід близько 200-300м, які утворюють проміжний (перехідний) комплекс між осадочни­ми і корінними утвореннями кристалічного фундаменту;

- зонами катаклазу, дріблення, розущільнення, контактуючими з продуктивними горизонтами осадочного чохла.

Наявний геолого-геофізичний матеріал дозволяє прогнозувати сприятливі умови розміщення покладів вуглеводнів у резервуарах кристалічного фундаменту як у бортових, прибортових, так і в осьовій частинах ДДЗ.

Нові геолого-геофізичні матеріали свідчать, що тріщинуваті зони в невивітрілих кристалічних товщах з глибиною не зникають, а на глибині існують тріщинно-жильні резервуари з задовільними колекторськими властивостями. Вони прогнозуються по сейсмічних відбиваючих границях і підтвер­джуються надглибокими свердловинами (Криворізькою, Кольською та ін.)

Тому, оскільки мова йде про нижні структурні поверхи, то доцільно застосування нетрадиційної методики розвідки “знизу-вверх”, яка опирається на сучасні гли­бинні геофізичні методи дослідження рельєфу і структури фундаменту. У різних районах в залежності від геологічних умов можуть бути ефективними ті або інші геофізичні методи або їх комплекс. Нап­риклад, на території Польських Карпат для прослідковування консолідованого фундаменту під флішовими товщами найбільш вдалим є метод магнітотелуричного зондування, особливо в складі з гравірозвідкою і сейсморозвідкою ГСЗ і КМЗХ. Ще К. Лендс та ін. (1960) вказували, що для пошуків нафти і газу в фундаменті можуть бути дуже корисними структурні карти поверхні фундаменту. Так як поклади в породах фундаменту тісно пов’язані з покладами в базальних горизонтах осадочного чохла і контро­люються вищезалягаючою незгідності дуже інформативними є карти поверхонь незгідностей, палеоструктурні профілі та інші геологічні документи, які дозволяють судити про древній рельєф, джерела і напрямки зносу матеріалу, тощо.

Розломи, що відіграють головну роль в багатьох осадочних басейнах щодо нафтогазоносності фундаменту можуть успішно вивча­тись за допомогою аерокосмічних та інших методів. Картування розломів і виявлення їх природи, особливо в сукупності з регіо­нальним геодинамічним аналізом, дозволяє прогнозувати розміщення асоційованих зон тектонічної тріщинуватості, блокових структур тощо.

Для виявлення скупчень вуглеводнів у породах фундаменту необхідно орієнтувати пошуково-розвідувальні роботи в першу чергу на виявлення розломно-блокових структур і різновидних ерозійно-тектонічних виступів поверхні фундаменту. Однією із важливих умов успішних пошуків скупчень вуглеводнів у фундаменті є роз­криття бурінням фундаменту на достатню глибину, і, при цьому, декількома свердловинами, розміщеними не тільки на склепіннях виступів, але і на схилах, а також якісне випробування перспективних інтервалів [76].

Необхідно відзначити, що поверхня кристалічного фундаменту, яка розкривається свердловинами, є свого роду психологічним бар’єром для геологів-нафтовиків. Як правило, в таких випадках буріння призупиняється, і свердловина, якщо вона не відкрила скупчень вуглеводнів промислового значення у вищезалягаючих осадочних породах, відноситься до категорії непродуктивних. Не можна виключати в зонах насувів можливість відкриття під породами кристалічного фундаменту осадочних порід, які можуть вміщувати промислові скупчення вуглеводнів. Такі умови існують в крайових частинах прак­тично всіх нафтогазоносних басейнів, що пов’язані з міжгірськими западинами епіплатформних орогенів, і по периферії гірських споруд [79]. Нафтогазоносні басейни цього типу широко розвинуті на всіх материках. Найбільша їх кількість знахо­диться в Північній Америці та в Азії. Так за уявленнями американських геологів ширина Аппалацького поясу насувів досягає 160км. А в багатьох місцях цього поясу кристалічні породи центральної частини Аппалачів насунуті на осадочні відклади континентальної окраїни Північноамериканської платформи.