Головні проблеми глибинної будови ДДЗ і перспективи нафтогазоносності

Вступ.

1. Сучасні уявлення про глибинну будову та еволюцію Дніпровсько-Донецької западини.

2. Перспективи нафтогазоносності та напрямки пошуків нафтогазоперспективних об’єктів.

Висновки.

Список використаної літератури.

Вступ

Забезпечення України ресурсами вуглеводнів – одне з найбільш актуальних завдань сьогоднішнього дня. Важливу роль у вирішенні цього питання відіграє власний видобуток вуглеводнів у Дніпровсько-Донецькій западині (ДДЗ), яка була й залишається основним нафтогазоносним регіоном України.

Традиційно використовувані для вивчення глибинної будови ДДЗ регіональні сейсмічні дослідження із ширококутними системами спостережень, що реєструють заломлені, рефраговані й закритично відбиті хвилі (КМЗХ, ГСЗ) вирішили у свій час ряд важливих питань, зокрема були вивчені основні сейсмічні горизонти у корі. Важливим результатом є виділення підняття поверхні Мохо під ДДЗ.

Принципово новим етапом вивчення будови осадової товщі ДДЗ стало проведення регіональних сейсмостратиграфічних досліджень по системі січних і сполучних профілів МСГТ довжиною від 100 до 400 км, розташованих на відстанях 15-35 км один від одного. Останнє, поряд із застосуванням нових технологічних підходів до обробки та інтерпретації сейсмічних матеріалів, дозволило перейти на більш високий рівень детальності та глибинності досліджень, що дуже важливо для подальшої розробки стратегії пошуків нафти та газу.

Перспективи виявлення нових покладів нафти та газу в наш час пов'язують із різноманітними морфогенетичними типами пасток. Методика їх пошуків і розвідки ґрунтується на системах польових спостережень високої розподільної здатності та комплексній обробці й інтерпретації геолого-геофізичної інформації. У зв'язку з цим особливої актуальності набуває вивчення глибинної будови ДДЗ за даними регіональних сейсмостратиграфічних досліджень з залученням нових геолого-геофізичних матеріалів і технологічних підходів до їх обробки й інтерпретації.

1. Сучасні уявлення про глибинну будову та еволюцію Дніпровсько-Донецької западини

В історичному аспекті регіональні сейсмічні дослідження в ДДЗ можна умовно розділити на чотири основних етапи. Перші три етапи характеризуються проведенням сейсмічних досліджень із застосуванням віддаленихсистем спостережень за методиками − КМЗХ і ГСЗ, четвертий етап − реєстрацією сейсмічних коливань поблизу джерела за методикою СГТ.

· На першому етапі (1954-1959р.) трестом "Укргеофізрозвідка" проводилися перші регіональні сейсмічні дослідження методом заломлених хвиль (КМЗХ) у різних частинах ДДЗ (Ю.Б. Демиденко, Є.П. Пуздровський, Б.С. Никифорук та ін.).

· Широкомасштабні регіональні дослідження, що включають крім КМЗХ глибинне сейсмічне зондування (ГСЗ), властиві другому етапу (1959-1978р.). (М.Г.Манюта, Ю.А.Мітягін, В.Б.Соллогуб, А.В.Чекунов, М.П.Лисенко, М.І.Буцева, М.І.Бородулін та ін.).

· Відмінна риса третього етапу (1979-1985 р.) – перехід на цифрову реєстрацію пружних коливань й обробка даних КМЗХ на ЕОМ (В.М. Пилипенко, Р.К. Радул).

· Починаючи з 1985 р., у межах ДДЗ ДГП "Укргеофізика" реалізується програма регіональних сейсмостратиграфічних досліджень за системою січних і сполучних профілів МСГТ.

ДДЗ розташована в південно-західній частині Східно-Європейської платформи між Українським щитом (УЩ) і Воронезьким масивом на архейсько-ранньопротерозойському фундаменті і є частиною Прип'ятсько-Дніпровсько-Донецького прогину. Якщо динаміку розвитку Дніпровсько-Донецького палеорифту більшість дослідників в останні роки представляють як структуру розтягу земної кори, то питання про причини, що зумовили цей розтяг, вирішується неоднозначно. За одними уявленнями розтяг кори пов'язаний з виникненням у рифеї або девоні Самарського склепіння висотою 4-5 км і його обваленням у центрі. Склепіння виникло в результаті пульсаційного розширення астеносферного діапіру з наступним розтіканням його матеріалу в сторони. Велику роль при розширенні діапіру повинні були відігравати фазові, поліморфні й інші перетворення речовини на глибині (Гавриш та ін., 1974, 1985, 1989, Доленко та ін., 1981). За іншими уявленнями − палеорифт утворився через тангенціальний розтяг земної кори внаслідок вертикального пульсаційного підйому астеноліту й розтікання його матеріалу в сторони під корою з наступним охолодженням, кристалізацією та зануренням, без утворення склепіння (Чекунов, 1990). Земна кора над астенолітом зазнала інтенсивної переробки внаслідок прогріву, насичення основною магмою й мантійними флюїдами. Горизонтальний розтяг і розсув були визначальними, тобто це "щілинний" рифт загальної північно-західної орієнтації, довжина якого близько 1500 км, а ширина 70-170 км.

Будова фундаменту Дніпровського грабену досить складна. У рельєфі його поверхні виділяються численні виступи й западини. Амплітуда тектонічних порушень, що розділяють та ускладнюють їх, досягає 3,0 км, а перепади глибин між суміжними позитивними й негативними структурними елементами становлять 1,0-3,0 км.

Тектоніка осадового чохла тісно пов'язана з будовою кристалічного фундаменту. У регіональному плані відбувається занурення горизонтів осадового чохла й збільшення потужності всіх товщ від бортових частин до центру грабена й у напрямку з північного заходу на південний схід. У будові осадового чохла ДДЗ виділяють два структурних поверхи, що розрізняються за складом порід, умовами їх залягання, а також за тривалістю накопичення осадового матеріалу. Нижній поверх – верхньодевонський, верхній − верхньопалеозойсько-кайнозойський.

Девонський структурний поверх підрозділяється на п'ять літолого-стратиграфічних комплексів, що висвітлюють цикли, етапи рифтоутворення: підсольовий, нижньосольовий, міжсольовий, верхньосоленосний і надсольовий. Кам'яновугільні відклади з кутовим і стратиграфічним неузгодженням залягають на девонських, а в межах бортових частин – на докембрійських утвореннях, і представлені всіма трьома відділами. Нижньопермські відклади неузгоджено залягають на кам'яновугільних і мають обмежене поширення в межах бортових частин і крайових зон ДДЗ. На нижньопермських відкладах з кутовим і стратиграфічним неузгодженням залягають мезо-кайнозойські утворення. Мезозойські відклади представлені піщано-глинистими утвореннями тріасу, юри й нижньої крейди, піщаниками сеноману й мергельно-крейдяною товщею верхньої крейди. Кайнозойські відклади – піщано-глинистими утвореннями палеогену й антропогену.

2. Перспективи нафтогазоносності та напрямки пошуків нафтогазоперспективних об’єктів

Традиційно родовища нафти й газу в ДДЗ пов'язували із брахіантиклінальними складками, більшість із яких тією чи іншою мірою ускладнено соляною тектонікою. На теперішній час до глибини 4000 м геофізичними методами виявлено й вивчено бурінням практично всі антиклінальні структури. Тому одним з перспективних напрямків, який раніше прогнозувався, а за останні роки отримав практичне підтвердження, є пошуки покладів вуглеводнів (ВВ) в неантиклінальних літолого-стратиграфічних і тектонічно-екранованих пастках, а також різноманітних похованих структурах.

Основні перспективи нафтогазоносності ДДЗ наразі пов'язують у першу чергу з нижньокам’яновугільним мегакомплексом. Цей комплекс, що характеризується найбільшою перспективністю, найбільшим скупченням ВВ (у серпухівському комплексі — 67, верхньовізейському — 123, турнейсько-нижньовізейскому — 70), цілком забезпечує регіональну продуктивність ДДЗ.

Найперспективнішою за всіма типами та різновидами пасток є центральна частина зі східним продовженням вздовж північної прибортової частини ДДЗ і північної окраїни Донбасу. Саме тут спостерігаються найбільш сприятливі умови генерації й збереження ВВ – середній ступінь катагенезу, найбільш високі класи покришок і добра гідрогеологічна закритість надр

Нижньокам’яновугільний продуктивний комплекс у західній (Ічнянсько-Качанівській) частині ДДЗ є також перспективною територією за слабкими пастками, включно з неантиклінальними.

Девонський комплекс є другим за перспективністю об'єктом. Продуктивними є міжсольові задонсько-єлецькі відклади, у більшості випадків у зонах відсутності верхньої солі. Продуктивна частина розрізу виконує роль надсольової товщі й межує із теригенними нижньокам’яновугільними відкладами. Тут не можна виключати взаємні перетікання ВВ між нижньокам’яновугільними і девонським комплексами. Типово девонських підсольових покладів ВВ, подібних до Прип'ятського прогину, у ДДЗ поки не відкрито.

Основні перспективи газоносності нижньопермсько-верхньокам’яновугільного комплексу в ДДЗ пов'язані з Машевсько-Шебелинським районом і частиною північної прибортової зони, що прилягає до нього. Тут перспективними є периферійні частини соляних штоків (Крестищенський, Медведівський, Червоноградський, Чутово-Розпашнівський, Соснівський, Тарасівський та ін.). Слід зазначити, що практично на всіх значних антиклінальних структурах в цьому комплексі вже проведено пошукові роботи.

Самостійним об'єктом пошуку вуглеводнів є кристалічні породи фундаменту. Всі родовища у фундаменті ДДЗ виявлені на північному борті, де він перекривається верхньовізейським продуктивним комплексом, і пов'язані з корами вивітрювання порід фундаменту (площинними й лінійними), зонами підвищеної тріщинуватості, дроблення або розущільнення порід. Перспективними є також виступи фундаменту, перекриті нижньокам'яновугільним комплексом порід.

При пошуку нафтогазоперспективних об'єктів у межах девонського й нижньокам'яновугільного комплексів основним завданням сейсмостратиграфічних досліджень є пошук потенційних бар'єрів на шляху латеральної міграції вуглеводнів. Це можуть бути стратиграфічні й літологічні неузгодження, зони виклинювання шарів колекторів або зони їх фаціального заміщення, тектонічні порушення, що екранують окремі блоки порід, поховані малоамплітудні структури. Перспективний напрямок пов'язаний з пошуком карбонатних резервуарів вуглеводнів в першу чергу в нижньовізейських, турнейських і верхньодевонських відкладеннях.

За останні роки основними геологічними завданнями є пошук і підготовка структурно-літологічних, структурно-тектонічних, літологічних та інших складно побудованих комбінованих об'єктів. Крім цього, зростають обсяги детальних робіт на діючих родовищах. Вирішення цих завдань потребує вивчення внутрішньої будови перспективних товщ і прогнозування контуру покладів. З 1986 по 2007 р. за методикою 3D виконано детальні роботи на 14 площах (Чутівській, Валюхівській, Кулічихінській та ін.). Завдяки використанню результатів сейсморозвідки 3D, у пробуреній розвідувальній свердловині на Валюхівському родовищі отримано промисловий приплив газу. Бурінням підтверджена модель Чутівського родовища, де 5 свердловин розкрили промисловий поклад. Пробурені свердловини на Кулічихінському родовищі також підтвердили геологічну модель родовища.

Отже, використання сучасної апаратури й оптимальних систем спостереження під час виконання польових робіт, новітніх програмно-технічних засобів на стадії обробки й інтерпретації матеріалів, комплексування всієї наявної геолого-геофізичної інформації дає можливість значно підвищити ефективність вирішення геологічних завдань.

Висновки

Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ) завдяки своїй неординарній будові завжди викликала великий інтерес дослідників. Тлумачення її будови і природи з самого початку і досі відзначається великим розмаїттям.

Будова осадового чохла Дніпровського грабена характеризується інверсією асиметрії, яка відбувається стрибкоподібно в смузі Городищенського, Брусилівського, Кошелівського і Старохутірського виступів фундаменту.

Активна розломно-блокова тектоніка перших етапів, що супроводжувалася зміною напрямків руху окремих блоків, створила успадковані, інверсійні і поховані варіанти співвідношення виступів фундаменту зі структурними планами різновікових товщ палеозою. В нафтогазоносному відношенні найбільші перспективи мають ті пастки вуглеводнів осадового чохла, що знаходяться над похованими виступами.

У межах прибортових зон западини за характером тектонічних рухів та утворених ними дислокацій осадового чохла, ступенем активності галокінезу і повнотою стратиграфічного розрізу виділяються наступні поперечні підзони: симетрично розташовані мобільні (північна і південна) та моноклінальні (північна і південна), а також перехідна і відкритої монокліналі.

У південно-східній частині западини в процесі формування додатних структур ІІІ порядку галокінез переважно ускладнював їх будову, а іноді й руйнував, тоді як далі на північний захід частина піднять цього рангу своїм виникненням і подальшим розвитком зобов’язана саме соляній тектоніці.

Найбільш перспективними в нафтогазоносному відношенні є структурні елементи западини вищих порядків, у межах яких тектонічна активність сприяла виникненню не тільки морфологічного розмаїття необхідних структурних форм осадового чохла, але й не привела до їх руйнування і забезпечила, тим самим, відповідні умови закритості міграційних процесів флюїдів та збереження накопичених покладів нафти і газу. При цьому певні типи пасток ВВ утворювалися згідно з тими типами тектонічних рухів, що переважали в даному структурному елементі на протязі його формування.

Список використаної літератури

1. Лазарук Я. Геодинамічні умови формування літологічно екранованих пасток нафти і газу Дніпровсько-Донецької западини //Нафтова і газова промисловість. — 2008. — № 2. — C. 8-10

2. Мачуліна С. До геології візейської домінікоїдної товщі Дніпровсько-Донецької западини //Нафтова і газова промисловість. — 2004. — № 5. — C. 3-8.

3. Стовба С. Про механізми соляного тектогенезу в Дніпровсько-Донецькій западині: Потужні пласти чистої солі //Геолог України. — 2005. — № 1. — C. 23-29

4. Черняков О.М. Шляхи підвищення успішності пошуків вуглеводнів у Дніпровсько-Донецькій западині //Нафтова і газова промисловість. — 2007. — № 5. — C. 6-10

5. Толкунов А.П., Сирченко В.В., Слободянюк С.А., Сорокин А.П. Обеспечение достоверности прогнозирования нефтегазоперспективности в условиях Днепровско-Донецкой впадины. // Технологии сейсморазведки – 2007. — № 3. М.: Изд-во геофизической литературы «Спектр». — С. 77-81.