Перспективы нефтебитуминосности Днепровско-Донецкой впадины | Статья в журнале «Молодой ученый»

Автор:

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №16 (96) август-2 2015 г.

Дата публикации: 18.08.2015

Статья просмотрена: 44 раза

Библиографическое описание:

Стебельская Г. Я. Перспективы нефтебитуминосности Днепровско-Донецкой впадины // Молодой ученый. — 2015. — №16. — С. 125-128. — URL https://moluch.ru/archive/96/21682/ (дата обращения: 22.09.2018).

Постоянное сокращение фонда подготовленных структур и истощение запасов традиционных углеводородов в основном нефтегазодобывающем районе Украины — Днепровско-Донецкой впадине (ДДВ) (рис. 1) обусловили значительный интерес к так называемым нетрадиционным источникам углеводородов, особое место среди которых занимают высоковязкие нефти (ВВН) и природные битумы (ПБ).

Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины

Рис. 1. Схематический разрез Днепровско-Донецкой впадины по линии Ахтырка — Новомосковск. Условные обозначения: 1 — тектонические нарушения, 2 — соленосные отложения девона, 3 — докембрийский кристаллический фундамент

 

Целесообразность освоения этого вида углеводородного сырья доказана успешным опытом таких стран, как Канада, Венесуэла, США, Россия. На текущее время Канада и Венесуэла являются мировыми лидерами по добычи ВВН и ПБ. На долю Канады приходится 99 % (около 100 млн т в год) мировой добычи ПБ; Венесуэла добывает около 86 % (более 30 млн т в год) ВВН.

В Украине существует некий положительный опыт освоения запасов ВВН и ПБ добычи, но текущие объемы добычи пока не превышают первых десятков тысяч тонн и обеспечиваются несколькими крупными нефтегазовыми месторождениями. Это объясняется рядом как объективных, так и субъективных причин. Кроме экономических факторов, связанных с низкой рентабельностью добычи ВВН и ПБ и необходимостью внедрения высокозатратных технологий разработки и переработки, на низкую степень освоения запасов ВВН и ПБ существенно влияет и низкая степень их изученности и разведанности. Главным образом это связано с тем, что целенаправленные поиски скоплений ВВН и ПБ в ДДВ не проводились. Все известные к настоящему времени залежи были открыты попутно во время проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ, а их запасы длительное время считались непромысловыми и в подсчетах запасов не рассматривались. Поэтому разработка научно-обоснованного подхода к поискам и разведки скоплений ВВН и ПБ в ДДВ, который будет учитывать их специфику, является актуальной и своевременной.

Важнейшими критериями оценки перспектив нефтебитуминосности служат условия образования месторождений горючих полезных ископаемых, в том числе и природных битумов.

Исходя из основных факторов формирования месторождений ВВН и ПБ разных нефтегазоносных провинций мира [1, 2, 3, 4] автором проанализированы геологические предпосылки образования залежей ВВН и ПБ в ДДВ. При этом рассматривались стратиграфические, структурно-тектонические, литолого-петрографические, гидрогеологические, термобарические факторы и прямые нефтебитумопроявления. Выводы автора базируются на анализе и обобщении геолого-промысловой информации по более чем 220 месторождениям и более чем 50 площадям ДДВ, на которых в разное время, начиная с 30-ых гг. ХХ века, проводились геологоразведочные работы на нефть, газ и каменный уголь.

Первый приток нефти в ДДВ получен в 1935 г. из кепрока Роменского соляного штока при поисках калийного сырья. Здесь было отобрано 2 т нефти вязкой высокосмолистой, высокосернистой нефти плотностью 937 кг/м3 [5].

На сегодняшний день залежи ВВН ПБ (класса мальт) известны более чем на 30 разрабатываемых месторождениях. Нефтебитумопроявления отмечались почти на 40 разведочных площадях.

В стратиграфическом отношении залежи и скопления ВВН и ПБ выявлены по всему осадочному чехлу в разных стратиграфических комплексах, от девона (Грибоворуднянская, Холмская, Дмитровская площадь и др.) до палеогена (Шульговская площадь), а также в докембрийском кристаллическом фундаменте (Скворцовское, Хухринское месторождения, Шульговская площадь). Глубины залегания скоплений и залежей ВВН и ПБ охватывают интервал от 94 м (Шульговская площадь) до 3850 м (Яблуновское месторождение). При этом отмечается парагенетическая связь залежей и скоплений ВВН и ПБ с залежами обычной нефти и газа, а в некоторых случаях из залежами каменного угля.

В структурно-тектоническом отношении (Арсирий Ю. О., 2002, 2009) залежи и скопления ВВН и ПБ, приурочены к мобильным подзонам Северной и Южной прибортовой зон, подзоне крупных валов и депрессий Центральной части Днепровского грабена, а также к сильно дислоцированным участкам Северного и Южного бортов ДДВ, граничащих с зонами краевых разломов. Общим для всех выявленных зон локализации ВВН и ПБ является высокая тектоническая дислоцированность как осадочного чехла, так и кристаллического фундамента.

Типы залежей ВВН и ПБ, их размеры определяются геологическими особенностями структур, в которых они залегают. Так в пределах Центральной зоны локализируются залежи значительных размеров, пластовые, сводовые, в основном, тектонически экранированные. В Северной прибортовой зоне залежи меньше по размерах, приурочены как брахиантиклинальным ловушкам, так и к ловушкам неантиклинального типа. Встречаются также залежи жильного типа, формирование которых связано с палеовулканизмом. Для Северного и Южного бортов характерно распространение разнообразных залежей неантиклинального типа (Высочанский И. В., 2015).

Коллекторами разведанных залежей являются преимущественно песчаники (99 %) и только залежи гор. Б-10 Яблуновского и Скоробагатьковского месторождений приурочены к известнякам [6]. Значительные битумопроявления в северо-восточной части ДДВ связаны с карбонатными и сульфатно-карбонатними породами, а в пределах Южного борта слабые притоки высоковязкой смолистой нефти получены из пород кристаллического фундамента, которые представлены гранито-гнейсами. Все коллектора характеризуются достаточно высокими для ДДВ емкостными свойствами. Открытая пористость песчаников составляет в среднем 15–24 %, карбонатных трещиноватых пород — 9–11 %. При этом фильтрационные свойства коллекторов изменяются в достаточно широком диапазоне — от нескольких мД до 500–700 мД. Прямой зависимости между пористостью и проницаемостью коллекторов не наблюдается, что можно объяснить разным содержанием твердого битума в поровом пространстве породы, и соответственно разным соотношением его подвижной и неподвижной фаз.

Следует отметить тот факт, что для залежей ВВН и ПБ, как и для залежей нефти и газа, характерно ухудшение коллекторских свойств в направлении от прибортовых зон к центральной части. Но в разрезе месторождения, независимо от его структурно -тектонического расположения, коллектора ВВН и ПБ характеризуются максимальными значениями пористости и пониженными значениями нефтегазонасыщености.

По гидрогеологических условиях залежи ВВН и ПБ ДДВ несколько отличаются от залежей Канады, России. Вони залегают в условиях в основном бессульфатных рассолов и минерализованных вод хлоркальциевого типа в зоне затрудненного водообмена и могут рассматриваться как «законсервированные» залежи. Хотя встречаются и залежи в зоне активного водообмена.

Специфической гидрогеологической обстановкой характеризуются залежи ВВН и ПБ солянокупольных структур. Тут в приштоковой зоне осуществляется гидродинамическая связь между продуктивными горизонтами, водоносными комплексами и дневной поверхностью. В брекчии соляных куполов и надсолевых отложениях распространены рассолы хлоридно-натриевого состава минерализацией от 30–50 г/л до 320 г/л. Они относятся к сульфатно-натриевому, реже хлормагниевому типу [5].

Учитывая существование гидродинамической связи между отложениями широкого стратиграфического диапазона в зонах развития соляных куполов, нефтебитумопроявления в девонских брекчиях могут рассматриваться как индикатор нефтегазоносности отложений, примыкающих к штоку.

Касаемо термобарических условий залегания залежей ВВН и ПБ в ДДВ, необходимо отметить одну особенность. Практически все выявленные залежи ВВН и ПБ и битумопроявления как в пределах самого Днепровского грабена, так и на бортах ДДВ, встречаются в двух температурных диапазонах: первый — 43–55 °С, второй — 93–108 С [6]. Данные температурные интервалы в различных структурно-тектонических условиях характеризуются разными значениями пластовых давлений, из чего следует, что локализация залежей ВВН и ПБ контролируется распределением температуры в недрах и не зависит от барических условий. Причина такого явления требует дальнейшего изучения и вероятно скрывается в самом механизме нафтидогенеза, теория которого, не смотря на существование и противоборство нескольких гипотез, на сегодняшний день отсутствует. Возможно допустить, что

Исходя из рассмотренных особенностей условий залегания залежей ВВН и ПБ автором разработаны основные критерии прогнозирования зон нефтебитуминосности в ДДВ:

1.         Размещение структуры в зонах пересечения разноранговых, разногенетических тектонических разломов и разрывов.

2.         Наличие в геологическом разрезе структуры в температурных интервалах 43–55 С, 93–108 С благоприятных условий для формирования ловушек углеводорододов;

3.         Наличие в температурных интервалах 43–55 С, 93–108 С коллекторов с «аномальными» для разреза структуры емкостными свойствами;

4.         Наличие в разрезе структуры залежей нефти или газа.

На основе разработанных критериев выделены следующие перспективные зоны битумонакопления (согласно их ранжированию по степени перспективности): Скоробагатьковско-Яблуновский, Качановско-Бугруватовский, Софиевско-Анастасиевский, Прилуцко-Богдановский, Кибинцевско-Сагайдацкий, Солоховско-Березовский, Михайловско-Кременовский, Грибоворуднянско-Бахмацкий, Кобеляцко-Павлоградский, Скворцовско-Новомечибиловский.

Учитывая наличие на территории ДДВ различных типов геологических структур, широкий стратиграфический диапазон установленной нефтегазобитуминосности, разнообразных гидродинамических условий, можно прогнозировать открытие залежей ВВН и ПБ разных генетических и морфологических типов.

 

Литература:

 

1.                  Маевский Б. И., Евдощук Н. И., Лозинский О. Е. Нефтегазоносные провинции мира. К.: Наук. думка, 2002. — 404 с.

2.                  Высоцкий И. В., Высоцкий В. И., Оленин В. Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран — 2-е изд. перераб. и доп.- М.: Недра, 1990.- 405 с.

3.                  Халимов Э. М., Климушкин И. М., Фердман Л. И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР. Справочное пособие. М.: Недра, 1987. — 174 с.

4.                  Климушкин И. М., Воронцова Г. В., Мессинева Н. И., Жиденко Е. А. Некоторые особенности залегания и геологического строения скоплений природных битумов // Сб. трудов ВНИИ, № 78, 1981.С.112–121.

5.                  Гавриш В. К., Гринберг И. В., Доленко Г.Н и др. Проблема промышленной нефтегазоносности девона Днепровско-Донецкой впадины. — Киев: Наук. думка, 1973.- 192с.

6.                  Стебельская Г. Я. Геологические условия разведки и разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов // Вестник Харьковского национального университета имени В. Н. Каразина — Харьков, 2015. — № 1157 — С.53–58.

Основные термины (генерируются автоматически): залежи, Южный борт, Венесуэла, осадочный чехол, каменный уголь, докембрийский кристаллический фундамент, гидродинамическая связь, Днепровско-Донецкая впадина, центральная часть, кристаллический фундамент.


Похожие статьи

Особенности геологического строения продуктивной залежи...

Мощность осадочного чехла достигает 22 км. По поверхности докембрийского фундамента Прикаспийская впадина имеет форму овала, вытянутого в субширотном направлении с

докембрийский (архей-раннепротерозойский) гетерогенный кристаллический фундамент

Геохимические особенности шахтных вод угольных бассейнов...

На территории Украины залежи каменного угля сосредоточены в отложениях карбона (Львовско-Волынский и Донецкий бассейны), на территории России в пермских

273c. Суярко В. Г. Геохимия подземных вод восточной части Днепровско-Донецкого авлакогена.

О современных методах разработки бокситовых месторождений

1) эффузивно-осадочными образованиями нижнего и среднего триаса и континентальными угленосными отложениями верхнего триаса и юры, выполняющими грабены складчатого фундамента; 2) меловыми и палеогеновыми рудоносными осадками железа, бокситов, угля и...

Гидрогеология Приобского нефтяного месторождения ХМАО

В тектоническом отношении месторождение расположено в Тундринской впадине. Территория месторождения представляет собой по

Пятый гидрогеологический комплекс объединяет осадки юрского возраста, а также обводненные породы верхней части доюрского фундамента.

Характеристика Имилорского нефтяного месторождения

Сургутский нефтегазоносный район приурочен к одноименному своду и включает прилегающие к нему части прогибов, впадин.

Мощность осадочного чехла 2900–3700 м, этаж нефтегазоносности от 500 до 1100 м, глубина залегания залежей от 1850 до 3100 м...

Каменные орудия металлопроизводства поселения Кент...

Скачать Часть 5 (pdf). Библиографическое описание: Калмыкова А. А. Каменные орудия металлопроизводства поселения Кент (Центральный

Это касается технологического потенциала, разнообразия предметов материальной культуры, внешних связей и влияний.

Неокомские отложения Западно-Сибирской нефтегазоносной...

– В центральной части территории значительная часть разреза неокома сложена переслаиванием пачек песчаников и глин, что оказалось благоприятным для формирования залежей углеводородов

Особенности геологического строения палеозойской и мезозойской...

Вскрытый на месторождении разрез представлен породами кристаллического фундамента архейского возраста и образованиями осадочного чехла палеозойского и мезозойского возрастов.

Структурно-гидрогеологический анализ формирования подземных...

во внутригорных впадинах (Санзар, Галляарал, Койташ), мощность 40–200 м

Формирование режима подземных вод в основном подчинено естественно- климатическим факторам на южной и центральной частях месторождения и искусственным (каналы, дренажи и др.) факторам...

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle

Похожие статьи

Особенности геологического строения продуктивной залежи...

Мощность осадочного чехла достигает 22 км. По поверхности докембрийского фундамента Прикаспийская впадина имеет форму овала, вытянутого в субширотном направлении с

докембрийский (архей-раннепротерозойский) гетерогенный кристаллический фундамент

Геохимические особенности шахтных вод угольных бассейнов...

На территории Украины залежи каменного угля сосредоточены в отложениях карбона (Львовско-Волынский и Донецкий бассейны), на территории России в пермских

273c. Суярко В. Г. Геохимия подземных вод восточной части Днепровско-Донецкого авлакогена.

О современных методах разработки бокситовых месторождений

1) эффузивно-осадочными образованиями нижнего и среднего триаса и континентальными угленосными отложениями верхнего триаса и юры, выполняющими грабены складчатого фундамента; 2) меловыми и палеогеновыми рудоносными осадками железа, бокситов, угля и...

Гидрогеология Приобского нефтяного месторождения ХМАО

В тектоническом отношении месторождение расположено в Тундринской впадине. Территория месторождения представляет собой по

Пятый гидрогеологический комплекс объединяет осадки юрского возраста, а также обводненные породы верхней части доюрского фундамента.

Характеристика Имилорского нефтяного месторождения

Сургутский нефтегазоносный район приурочен к одноименному своду и включает прилегающие к нему части прогибов, впадин.

Мощность осадочного чехла 2900–3700 м, этаж нефтегазоносности от 500 до 1100 м, глубина залегания залежей от 1850 до 3100 м...

Каменные орудия металлопроизводства поселения Кент...

Скачать Часть 5 (pdf). Библиографическое описание: Калмыкова А. А. Каменные орудия металлопроизводства поселения Кент (Центральный

Это касается технологического потенциала, разнообразия предметов материальной культуры, внешних связей и влияний.

Неокомские отложения Западно-Сибирской нефтегазоносной...

– В центральной части территории значительная часть разреза неокома сложена переслаиванием пачек песчаников и глин, что оказалось благоприятным для формирования залежей углеводородов

Особенности геологического строения палеозойской и мезозойской...

Вскрытый на месторождении разрез представлен породами кристаллического фундамента архейского возраста и образованиями осадочного чехла палеозойского и мезозойского возрастов.

Структурно-гидрогеологический анализ формирования подземных...

во внутригорных впадинах (Санзар, Галляарал, Койташ), мощность 40–200 м

Формирование режима подземных вод в основном подчинено естественно- климатическим факторам на южной и центральной частях месторождения и искусственным (каналы, дренажи и др.) факторам...

Задать вопрос