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

     В Днепровско – Донецко  – Припятском бассейне преобладают залежи пластовые. Встречаются тектонически, литологически и стратиграфически экранированные. Массивные редко встречаются, но в них основные запасы. В последние годы открыты залежи в комбинированных ловушках. Месторождения преобладают многопластовые, антиклинального типа, много м-ний связано с соляными структурами. Наиболее глубокая нефтяная залежь на Тростянецком месторождении (> 4920 м ) в турнейском ярусе, наиболее глубокая газовая залеж на Камышинской структуре в турнейском ярусе ( > 6050 м ). По типу флюидов залежи и месторождения разнообразные.

     НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ  РАЙОНИРОВАНИЕ.

     Для бассейна характерна определенная площадная  дифференцированность в распределении  различных типов углеводородов. В СЗ части преобладают нефтяные углеводороды, в центральной –  как газовые, так и нефтяные, на востоке, юго-востоке газовые. В целом разведанные запасы газа в бассейне значительно превышают запасы нефти и конденсата. Некоторые исследователи считают, что газовые месторождения ЮВ бассейна сформировались в результате миграции газов, генерировавшихся при метаморфизме угленосных толщ карбона Донбасса и его СЗ окраин.

     По  особенностям строения и характеру  н/г в бассейне выделяют две НГО ( бассейна ) Припятскую и Днепровско – Донецкую.

     Днепровско  – Донецкая нефтегазоносная область  занимает в основном Днепровско – Донецкий грабен и Придонецкую ступень. Продуктивны в области отложения от Д₃ до J – К . Преобладают газовые и газоконденсатные залежи. Основной объем разведанных запасов сосредоточен в верхнекаменноугольно – нижнепермском и нижнекаменноугольном н/г комплексах.

     По  ососбенностям геологического строения и нефтегазоносности в области  выделяют 7 нефтегазоносных районов, названия которых по разным источникам несколько отличаются. По материалам Л. В. Каламкарова ( 2003 г ) в области  открыто > 150 месторождений: 85 газовых и г/к ; 8 газовых и н/г; 30 – нефтяных и 33 н/г/к .

     В крайней СЗ части области выделяются Монастырищенковский ( Монастырищенковско – Прилукский ) нефтеносный район. Продуктивен преимущественно нижний карбон. Месторождение Прилукское , Монастырищенское и др.

     Основной  по добыче нефти Леляковско – Солоховский  н/г район расположен восточнее, занимая часть центральной и  южной прибортовой зоны. Продуктивны  отложения от Д до J. Основные запасы УВ в С₁ и С₃ – Р₁. Ряд месторождений открыт на глубинах > 5 км Луценковское, Яблуновское ( Д₃, С₁, С₂ ).

      В пределах наиболее погруженной части  центральной зоны расположен основной по разведанным запасам и добыче газа Машевско - Шебелинский ( Орчиковский ) газоносный район. Нижнепермская соленосная толща здесь вместе с девонскими штоками образует сложные соляные тела грубовидной формы, осложняющие крупные валы субширотного простирания. Месторождения в основном связаны с межкупольными брахиантиклиналями. Оснвные запасы в С₃ – Р₁ комплексе. Шебелинское, Западно – Крестищенское, Ефремовское г. и г/к месторождения.

      На  западе северной прибортовой зоны выделяется Талалаевско – Рыбальский г/н  район. Продуктивны отложения от С₁ до J. М- ния связаны с солянокупольными  стр-рами и блоковыми поднятиями, не осложненными соляным тектогенезом. Кагановское, Котелевское и др. м-ния.

      В юго-восточной части северной прибортовой  зоны выделяется Рябухинско – Северо – Голубовский газовый район. Район характеризуется слабым проявлением  соляного тектогенеза. Здесь развиты приразломные структуры , малоамплитудные приразломные поднятия , структурные носы и террасы , осложняющие прибортовую моноклиналь. Основные газовые залежи в С₂ . Балаклейское , Северо – Голубовское и др. м – ния.

      В юго-восточной части южной прибортовой  зоны расположен Руденковский  г /н район (Зачепиловско-Левенцовский). Продуктивен в основном С и С₂ Руденковское и др. месторождения.

      На  юго-востоке области в пределах  Преддонецкий (Северо-Донбасский) газоносный район. Месторождения связаны со структурами блокового строения, сопряженными с разломами. Основные запасы газа связаны со С₂ комплексом. Залежи пластовые сводовые и тектонически экранированные – Астаховское, Кондрашевское, Краснопоповское многопластовые газовые и газоконденсатные месторождения.

      Самым крупным по запасам Преддонецкой ступени выделяется месторождением является Шебелинское (1950). Расположено на  востоке центральной зоны Д-Д    прогиба (грабена). Начальные запасы свободного газа 650 млрд.м3 конденсата 8,3 млн.т. месторождение приурочено к крупной(12х30 км) высокоамплитудной структуре СЗ простирания. А по каменноугольным отложениям 1200 м, по  Р₁ ~ 1000 м по J – 500 – 600 м по К2 – 370 м. по МZ  отложениям складка симметричная с небольшими углами падения крыльев, по Р горизонтам – резко асимметричная с относительно крутым ЮЗ крылом (10 – 12 градусов). Структура разбита многочисленными нарушениями продольными и поперечными на вертикально смещенные блоки с А смещения от 80 до 200 м. в пределах структуры отмечается мощкая (до 700 м) соленосная толща Р, но отсутствуют резко выраженные проявления соляной тектоники. А нарушений значительно уступает  толщине покрышек.

      В разрезе выявлено 17 газоносных горизонтов на глубинах от 800 до 2400 м. наиболее  крупные залежи в Р₁, С₃, небольшие в Т и вышележащих МZ отложениях. Основными горизонтами являются:

1) нижнеангитритовый мощ. 150 м^{.; 2}) медистые песчаники Р₁ ( пл. М₁ – М₅) мощность 450 м ; 3) араукаритовая свита С₃ (пл. А₀ – А₅ ) мощность 450 м. Все газоносные пласты в Р₁ и С₃ по тектоническим нарушениям сообщены между собой образуя единую пластово – массивную залеж с единым гВК – 2240м . Этаж газоносности 1100-1200м . Залеж в триасе приурочена к пласту, сложенному чередованием песчаников, алевролитов, глин и картонатных пород мощностью 40-60м. Газ преимущественно сухой, метановый, содержание конденсата 14 см.куб./м.куб.

      Примером  достаточно крупного нефтегазового  месторождения является Кагановское  нефтегазовое месторождение. Оно расположено  в серверной прибортовой зоне. Приурочено к поднятию с глубокопогруженным докаменноугольным соляным штоком , где ядро соли на глубине > 4 км. Открыто в 1957 г . По надсолевым горизонтам это куполовидная складка, разбитая нарушениями на ряд блоков. Амплитуда смещения 15-190 м . По Р₁ отл. размер 9,5*14,5 км. Выявленные залежи нефти и газа в Т, С₁-_2-3- и Р-_1-2 ( 20-25 продуктивных горизонтов ) образует этаж н/г в 2000 м. Залежи преобладают нефтяные, пластовые сводовые, тектонически экранированные, в Т-массивная. Коллекторы в основном песчаники и алевролиты. Наибольшее кол-во горизонтов ( 11 ) в С1 комплексе, в С₂ – 8 горизонтов.

      Леляковское нефтяное месторождение расположено в западной части Центральной зоны и приурочено к пологой брахиантиклинали, не нарушеной соляной тектоникой. Открыто в 1962 г. Нефть в С₃ и Р₁ образует массивную залежь с единым ВНК.

      Глинско – Разбышевское н/г/к месторождение (1958) приурочено к брахиантиклинальной складке состоящей из двух куполов и осложненных многочисленными поперечными и диагональными нарушениями, пронизывающими всю толщу пород от С₁ до К. Расположено мес-ние в центральной зоне. Д₃ соль образует глубокопогруженное ядро (>4 км). В разрезе Д₃ – С – Р₁  - 11 залежей нефтяных, г/н и г.

     Распашновское г/к месторождение (1973) расположено в центральной части Центральной зоны. Приурочено к моноклинальному блоку в приштоковой зоне. Моноклинали осложнены тектоническими нарушениями. Продуктивны Р₁, С-_3-2-1 отложения. Залежи пластово – массивные, тектонически и литологически экранированные.

              ПРИПЯТСКАЯ НЕФТЕНОСНАЯ  ОБЛАСТЬ.

     Приурочена  к одноименному прогибу. Продуктивны  подсолевые и межсолевые девонские  в основном карбонатные породы. Основной объем нач. разв.  запасов нефти  находится в Северной структурно – тектонической зоне, небольшая часть в Центральной зоне.

     В области выделяют Северный нефтеносный  район, Центральный и Южный. 

     Центральный район приурочен к одноименной  структурно – тектонической зоне. Здесь открыты нефтяные месторождения  в подсолевых и межсолевых девонских  отложениях. Эти месторождения расположены в Савичско – Зареченской зоне нефтенакопления. М – ние Комаровичское.

     Северный  район приурочен к одноименной  структурной зоне. Для него характерно соответствие структурных планов подсолевых и межсолевых девонских отложений, наличие в подсолевом этаже линейно вытянутых ( до 150 км ) тектонических ступеней преимущественно с северным падением и ослажненных блоками и приразломными поднятиями. С этими ступенями связаны 5 валообразных зон, в пределах которых сосредоточены месторождения. Здесь известно  более двух десятков многопластовых нефтяных месторождений, которые образуют пять нефтегазоносных зон:  1. – Северная прибортовая; 2 – Чернинско – Первомайская; 3. – Дубровско – Александровская; 4. – Речицко – Вишанская; 5. – Малодушкинская. Продуктивны  подсолевые и межсолевые отложения. Для подсолевого комплекса характерны пластовые тектонически экранированные залежи, для межсолевого – массивные или массивно – пластовые с элементами тектонического или литологического экранирования. Одно из наиболее крупных месторождений – Осташковичское, кроме него Речицкое, Вишанское, Давыдовское, Тишковское и др.

      Южный район приурочен к одноименной  структурной зоне. Он характеризуется  относительно спокойным характером тектоники, в межсолевом комплексе девона увеличивается роль терригенных отложений. Перспективными считаются подсолевые и межсолевые отложения девона.

     Всего в Припятской нефтеносной  области открыто  свыше 50 нефтяных и нг месторождений таких как Речицкое, Осташковичское, Вишанское и др. ( Л. В. Каламкаров, 2003 ).

     Нефти легкие малосернистые.

     Первым  промышленным месторождением, открытым в Припятской области было Речитцое (1964). Расположено оно в восточной  наиболее приподнятой части Речицкой тектонической ступени. Речицкая структура  по надсолевым отложениям представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, осложненную в присводовой части продольным сбросом. По подсолевым отложениям представляет собой нарушенную моноклиналь ( полусвод, экранированный сбросом – Каламкаров, 2003 ). Размер структуры 25*(4-7 км) А=600 м. В разрезе 6 залежей в подсолевых и межсолевых девонских отложениях: самый нижний горизонт представлен песчаниками и алевролитами живетского яруса, выше залежи связаны с пашийским горизонтом – песчаниками. Основной горизонт сложен трещиноватыми и кавернозными доломитами саргаевско – семилукскими. Выше 2 продуктивных пласта в из-ках воронежского горизонта. В межсолевых отложениях продуктивны трещиновато – кавернозные известняки ( 2 пласта ) задонско – елецкого возраста. Нефти малосернистые. Залежи тектонически и литологически экранированные.

      ОСТАШКОВИЧСКОЕ  МЕСТОРОЖДЕНИЕ ( 1965 ).

     Расположено в центральной части Речицкой ступени. По межсолевым отложениям и  верхней соли представляет собой  брахиантиклинальную складку субширотного простирания размерами по межсолевым горизонтам 12*4 км и Амплитудой=200 м. Свод структуры осложнен сбросом, по которому южное крыло опущено на 0,7 км. По подсолевым отложениям – моноклинальный блок, экранированный по восстанию сбросом. В северном приподнятом крыле три залежи : в задонском, воронежском и семилукском горизонтах. В опущенном блоке ( Южно – Осташковичское м-ние ) – одна – в задонском горизонте. Залеж задонского горизонта северного крыла – массивная.  Qн из нее 480 т/с. Остальные залежи пластовые тектонически экранированные. Максимальные дебиты скважин до 800 т/с. Коллекторы трещино – кавернозные известняки и доломиты.

      ВИШАНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ.

     По  подсолевым отложениям – представляет собой моноклиналь, осложненную  сбросом. Продуктивны подсолевые карбонатные отложения (саргаевский, петинский, воронежский горизонты ). Залежи пластовые тектонически экранированные.

     Перспективы нефтегазоносности Днепровско –  Донецкого – Припятского бассейна связывают с Д₁, С и Р₁ отложениями. При этом в Д – Д области основным объектом считаются С₁ отложения, а в Припятской – Д.

     Определенные  перспективы в Д – Д  области  связывают с породами фундамента.