Днепровско –Донецкий ( Припятский и Днепровско- Донецкий) нефтегазоносный бассейн

     В приделах Припятского прогиба (грабена) встречаются локальные поднятия, обязанные только движению блоков фундамента. Есть структуры, выраженные только в девонских горизонтах или же в Рz отложениях. Есть поднятия, выраженные только по верхней соли и вышележащим отложениям.

      ХАРАКТЕРИСТИКА  РАЗРЕЗА.

     В основании разреза кристаллические  породы архейско-нижнепротерозойского возраста. Осадочный чехол сложен породами от рифей- вендских до кайнозойских. Мощность разреза колеблется от 1 до 2,7 км в районе Черниговского выступа, в бортовых частях б-на и на западе Припятского прогиба до 10-12 км в центральной части Д-Д прогиба и более 12 км на Ю-В. По материалам Д. В. Каламкарова ( 2003 г ) максимальная мощность Рz  -9 км, М2 – 1,3 км, Кz  - 0,6 км.

     Рифей – вендские отложения вскрыты в Припятском прогибе сложены песчано – глинистыми породами, вулканогенными с пластами гравелитов. Мощность вскрытая > 1000 м.

     Девонская система представлена средним и верхним отделами. Лучше изучена в Припятском прогибе.

     Д2 – имеет близкое строение на территории всего бассейна. Выделяется  в объеме эйфельского и живетского возраста. Сложен пестроцветными темно-серыми глинами, песчаниками с прослоями мергелей, ангидритов, известняков. Мощность изменяется от 200-250 м в Припятском грабене до 50-100 м на ЮВ Д-Д  прогиба.

     Д3 представлен франским и фамским ярусами. Разрез Д3 отличается в Припятском и Днепровско-Донецком прогибах.

     В Припятском прогибе нижняя часть франского яруса (аналоги пашийского и тиманского гор-тов ) преимущественно песчано – глинистая с прослоями мергелей и доломитов мощностью 25-70 м.

     Вышележащая (Саргаевско-Воронежская) глинисто-карбонатная с прослоями песчаников, в том числе туфогенных, алевролитов, а вверху с прослоями ангидритов и солей. Мощность 120-250 м.

     Выше  нижняя соленосная толща ( евлано – ливенская ). Начинается она с терригенно – карбонатной пачки евлановского горизонта. Выше соленосная пачка этого горизонта. Соль с прослоями ангидритов, из-ков, песчаников слагает ливенский горизонт. Заканчивается разрез франского яруса глинисто – мергельной пачкой домановичского горизонта. Мощность 900 – 1500 м.

     Фаменский ярус. Нижняя его часть ( задонский, елецкий, петриковский горизонты ) образуют межсолевую толщу. Она представлена различными типами разреза: карбонатным, карбонатным – рифогенным, глинисто – карбонатным, терригенно – карбонатным и даже вулканогенным – елецким горизонтом на востоке. Мощность от 300-400 м до 1000 м и более.

            Выше выделяется верхняя соленосная толща ( лебедянский, оресский и нижняя часть страшнинского горизонта ), которая сложена слоями и прослоями доломитов, ангидритов, песчаников. Мощность 700-3300 м.

      Верхняя часть фаменского яруса ( верхняя часть данковского гор-та и аналог заволжского гор-та ) образует надсолевую толщу девона – глины, мергели с прослоями карбонатных и терригенных пород. Мощность 300 – 400 м.

     В Днепровском прогибе Д3 отсутствует над некоторыми выступами Ф ( Кошелевский ).

      Нижняя  часть франского яруса ( с тиманского по воронежский гор – т ) внизу  песчано – глинистая, вверху с  прослоями мергелей, из – ков, доломитов. Мощность 900 – 1180 м.

     Нижняя соленосная толща ( евлано – ливенская ) сложена слоями с прослоями ангидритов, доломитов и терригенных пород. Мощность до 3500 м.

     Фаменский ярус. Задонско – елецкая межсолевая толща – терригенно-карбонатная. Мощность > 4 км.

     Верхняя соленосная толща  - соль с прослоями карбонатных и терригенных пород. Надсолевая толща – терригенно-карбонатная. Общая их мощность  > 2500 км.

     КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА.

     Наиболее  распространен нижний отдел, минимально – верхний. Карбон отсутствует на крайнем западе Припятского прогиба. Для каменноугольных отложений характерны : ритмичность, различные условия осадконакопления от континентальных до морских и увеличение мощности на ЮВ до 2600 м.

     Нижний  отдел.

     Наиболее  развит визейский ярус, широко развиты песчано-глинистые отложения, известняки часто органогенные, есть угли и коалиновые глины.

     В Днепровском прогибе преобладают  песчано-глинистые породы, есть конгломераты, из-ки, прослои углей. Мощность 1000-1250 м ( СЗ ) – 2000-3000м ( ЮВ ). В Припятском прогибе  песчано-глинистые породы с прослоями из-ков, доломитов и углей. Мощность 500-800 м.

     Средний отдел.

       В Днепровском грабене – песчано-глинистые  породы с прослоями из-ков,  доломитов и углей. Мощность 800-1650 м.

     В Припятсом прогибе – песчано-глинистые  породы с прослоями из-ков, углей. Мощность 30-440 м.

     Вехний  отдел.

     В Днепровском грабене пестроцветные  песчано-глинистые породы с прослоями  из-ков, углей. Мощность 50-250 м ( СЗ ) – 1300 м ( ЮВ ).   

В Припятском прогибе выделен условно. Пестроцветные  песчано-глинистые отложения. Мощность около 30 м.

     ПЕРМСКАЯ  СИСТЕМА.

     В Днепровско – Донецком прогибе нижний отдел снизу вверх представлен  пестроцветными глинами с прослоями  доломитов; соленосной толщей с прослоями  ангидритов, терригенных пород.в  крайней СЗ части прогиба соль отсутствует и мощность здесь 300-350 м. На ЮВ мощность увеличивается до 1650 м.

     В Припятском прогибе нижнепермские  отложения распространены в отдельных  погруженных участках центральной  зоны и представлены песчано-глинистыми породами с прослоями  карбонатов и сульфатов. Мощность 10-160 м.

     Верхний отдел сложен в основном песчано-глинистыми породами, в Припятском прогибе в  погруженных зонах встречаются  прослои ангидритов и солей. Мощность здесь иногда до 750 м, в Днепровском  прогибе 10-150 м.

     ТРИАСОВАЯ СИСТЕМА.

     В Днепровском грабене присутствуют все три отдела, при этом Т3 развит неповсеместно. Преобладают песторцветные песчано-глинистые породы с гравелитами, конгломератами в  Т1. Мощность 500-1200 м.  В Припятском прогибе разрез по строению близок, а мощность 700-850 м .  

     ЮРСКАЯ СИСТЕМА.

     Наиболее  полные разрезы J₁ – J₂ на ЮВ Д-Д прогиба. Это морские и континентальные песчано-глинистые с прослоями из-ков породы. В I₃ в Днепровском прогибе наряду с песчано-глинистыми породами развиты из-ки, в том числе и рифогенные. Мощность юрских отложений в Д-Д прогибе от 100 до 500 м .

     В Припятском прогибе  разрез начинается с континентальных угленосных отложений J2 , а суммарная мощность J2-J3отложений не превышает 300 м .

     МЕЛОВАЯ СИСТЕМА.

     Нижний  мел до сеномана включительно сложен песчано-глинистыми отложениями. Мощность от 150 м ( Припятский прогиб ) до 500 м ( Д-Д прогиб ). Вышележащая часть верхнего мела сложена писчим мелом , мергелями, известняками. Мощность от 100 м ( Припятский прогиб ) до 700 м ( D-D).

     Палеогеновые  отложения – песчано-глинистые мощностью 30-180 м в Припятском прогибе и от 300-400 м до 700 м ( в глубоких депрессиях ) в Д – Д прогибе.

     Неогеновые  отложения распространены не повсеместно. Это континентальные песчано-глинистые образования мощностью 25-30 м ( Д – Д прогиб ) и 70-80 м ( Припятский прогиб ).

     Четвертичные  пески , супеси , морены мощностью 40-60 м  иногда до 140-150 м .

          НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ  КОМПЛЕКСЫ.

     В Днепровско – Донецко – Припятском бассейне выделяют 6 нефтегазоносных  комплексов.

       1.Девонский подсолевой ( эйфельско – франский ) мощностью преимущественно от 0 до 3000 м. Делится на две части : нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.

     Терригенная часть ( эйфельско-нижнефранская ) сложена  преимущественно песчано-алевролитовыми отложениями. Коллекторы песчаники, алевролиты с ср. отк. порист. от  1 до 25%, прониц. от 0,1-80 до 100-150 мД. Мощность и литологический состав резко изменяются по площади.

     Верхняя часть комплекса ( Саргаевско – Воронежская ) сложена карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями. Коллекторы трещиновато – кавернозные доломиты и известняки. Мощности горизонтов выдержаны , а емкостные свойства резко изменяются. Открытая пористость от 3 до 25%, проницаемость от 20 до 1000 мД. Улучшение емкостных свойств  связано с зонами несогласий в кровле саргаевского , петинского и воронежского горизонтов.

     Региональной  покрышкой для комплекса служат глинисто-сульфатные евлановские и  соленосные ливенские отложения. Продуктивен  комплекс в Припятском прогибе. На долю комплекса приходилось около  21% нач. изведанных запасов нефти всего бассейна.

       2. Межсолевой ( нижнефаменский ) комплекс. Мощность его от 0 до 1800 м . Сложен он известняками , доломитами ( Припятский прогиб ) и песчаниками, алевролитами ( Д-Д прогиб ) задонско-елецкого возраста. Для комплекса характерны резкие изменения мощностей ( до 0 в сводах крупных структур ).

     С севера на юг в Припятском грабене  отмечается глинизация комплекса, а  в южной зоне преобладание терригенных  пород. В разрезе выделяется от 4 до 6 продуктивных горизонта, пористость изменяется  от 1 до 20 % и проницаемость от единиц до 1150 мД . Региональной покрышкой комплекса служит соленосная толща елецко-лебедянского возраста. Продуктивен комплекс в Припятском прогибе . На его долю приходилось около 20% от нач. разв. запасов нефти всего бассейна.

     3. Нижнекаменноугольный комплекс мощностью 700-2000 м сложен в основном песчано-глинистыми породами с подчиненными прослоями карбонатных отложений.  Глинистая толща разделяет комплекс на турнейско- нижневизейскую терригенно-карбонатную часть и верхневизейско-серпуховскую преимущественно терригенную. Коллекторы песчаники, алевролиты, из-ки. Всего в разрезе выделяется около 30 продуктивных горизонтов. Региональной покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения башкирского яруса. Продуктивен в Д-Д прогибе. На его долю приходилось около 20%  нач. раз. запасов УВ. Коллекторские свойства невысокие ( пор. 8-10-15% ). Залежи литологически экранированные комбинированные.

            4. Среднекаменноугольный комплекс мощностью 800-3000 м сложен терригенно-карбонатными породами, причем карбонатные пачки иногда достигают большой мощности. Коллекторы – песчаники, алевролиты, реже карбонатные отложения. Региональной покрышкой служат глины в верхней части московского яруса. Залежи нефти и газа в Д-Д  прогибе. На его долю приходилось около 4%  нач. разв. запасов УВ.     

     5. Верхнекаменноугольно – нижнепермский комплекс мощностью 1100-1360 м сложен терригенно-карбонатными и сульфатно-галогенными породами. Коллекторами в верхнем карбоне служат песчаники и алевролиты  с высокой пористостью ( 25-35% ) и хорошей проницаемостью ( 600-1000 мД). Мощности и коллекторские свойства часто резко меняются , но встречаются и выдержанные пласты. Коллекторами в нижней перми служат трещиноватые  и кавернозные карбонаты, ангидриты и песчаники. Залежи в этом комплексе пластовые и массивные. Региональной покрышкой служат глинистые породы Р₂ или соли Р₁. Продуктивен в Д – Д прогибе. На его долю приходилось более 60% нач. разв.  запсов УВ бассейна.  

     6. Верхнепермско – мезозойский  (Р₂ – Т – J –К) комплекс мощностью 100-2000 м сложен терригенно-карбонатными породами. В нижней части коллекторы терригенные и карбонатные в Т₁ и терригенные в Р₂.  Покрышкой для этой части комплекса служат красноцветные глины Т₃. В верхней части комплекса коллекторы чаще всего песчаники в базальной пачке J . Покрышкой служат глины бат – байосского возраста. Продуктивен комплекс на ряде месторождений Д – Д прогиба. На его долю приходилось около 1%  нач. разв.  запасов бассейна.  

     Судя по данным, опубликованным в 2004 г ( И. И. Чебаненко и др. ) на северном борту Д –Д прогиба к ЮЗ и ЮВ от г. Харькова на 7 месторождениях выявлены промышленные залежи УВ ( нефть, газ, конденсат ) в кристаллических породах фундамента ( в коре выветривания и зонах разуплотнения до глубины 350 м от поверхности Ф). Максимальные притоки нефти 264 м.куб./с в скв. 1 Гашиновской площади, а газа до 0,5 млн. м.куб. ( юлиевское месторождение ).

     Авторы  этой публикации предлагают рассматривать  фундамент как самостоятельный комплекс, особенно на тех участках, где породы фундамента длительное время подвергались выветриванию, а также в районах со значительными тектоническими напряжениями ( сжатиями, растяжениями ), в результате которых возникают зоны разуплотнения ( дилатансии ) горизонтально ориентированные. Представляют интерес и глубинные зоны деструкции за счет флюидо-геохимического превращения ряда минералов ( зоны глибинного выщелачивания ).