Геологія, літологія і фації карбонатних відкладів візейського ярусу центральної частини Дніпровсько-донецької западини в зв'язку з нафтогазоностістю

Размещено на http://www.allbest.ru/

НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ

ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЧНИХ НАУК

УДК 553. 98. 041: 551. 7351 (477. 5)

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата геологічних наук

Геологія, літологія і фації карбонатних відкладів візейського ярусу центральної частини дніпровсько-донецької западини в зв`язку з нафтогазоностістю

Спеціальність 04. 00. 01. - Загальна та регіональна геологія

Вакарчук Сергій Григорович

Київ - 2001

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність роботи. Одним із основних завдань нафтогазової галузі України є забезпечення України власними енергоносіями. Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ) є основним нафтогазоносним районом України. Вона характеризується високим ступенем вивченості і розвіданості початкових потенціальних ресурсів вуглеводнів. Майже всі відкриті родовища нафти та газу приурочені до антиклінальних структур і пов'язані з колекторами гранулярного типу. До глибини 4000 м геофізичними методами виявлені і опошуковані бурінням майже всі антиклінальні підняття. Буріння більш глибоких свердловин (5000-6000 м) в економічній ситуації, що склалась на сьогодні в Україні, практично неможливе. В цих умовах основні перспективи відкриття нових родовищ пов'язуються з пастками неантиклінального типу і, в першу чергу, з різноманітними органогенними спорудами візейського рифогенно-карбонатного комплексу. В зв'язку з цим виникла гостра необхідність детального вивчення будови і складу візейського (нижньовізейського) рифогенно-карбонатного комплексу, як одного з найбільш перспективних в нафтогазовому відношенні. Для прискорення відкриття родовищ вуглеводнів, підвищення ефективності геолого-розвідувальних робіт особливо важливими є літолого-фаціальне вивчення нижньовізейського рифогенно-карбонатного комплексу в зонах облямування крупних внутрішніх депресій центральних районів ДДЗ, де прогнозується відкриття родовищ зі значними запасами вуглеводнів, чому і присвячена дисертаційна робота.

Зв`язок роботи з науковими програмами, темами. Тема досліджень безпосередньо пов`язана з науково-дослідницькими роботам УкрДГРІ. Здобувач є співавтором звіту за темою “Вивчення нафтогазоносності і розробка технології розкриття і освоєння карбонатних відкладів ДДЗ” № Держреєстрації 0100U003597 і приймав участь у виконанні галузевої програми “Вивчення будови і нафтогазоносності карбонатних відкладів України” № Держреєстрації 0101U003033.

Мета і завдання досліджень. Метою дисертаційної роботи є вивчення будови, розповсюдження, умов утворення літологічних і фаціальних особливостей візейського (нижньовізейського) рифогенно-карбонатного комплексу, і на основі отриманих результатів, встановлення перспектив і закономірностей нафтогазоносності цього комплексу.

Для досягнення мети роботи ставились і вирішувались наступні завдання: проведення детальних літолого-петрографічних досліджень карбонатних порід за даними керну; вивчення геологічної будови, умов седиментації і літофаціальної мінливості карбонатних відкладів; розроблення нової структурно-генетичної класифікації карбонатних порід нижнього карбону ДДЗ; проведення комплексного вивчення візейських органогенних споруд і з`ясування закономірностей їх просторової локалізації; вивчення колекторських властивостей карбонатних порід і визначення факторів, які впливали на їх формування; з`ясування перспектив і встановлення закономірностей нафтогазоносності візейського рифогенно-карбонатного комплексу.

Об`єкт дослідження. Геологічна будова і нафтогазоносність рифогенно-карбонатного комплексу візейського ярусу нижнього карбону центральної частини ДДЗ.

Предмет дослідження. Літологія і фації карбонатних відкладів у зв`язку з їх нафтогазоносністю.

Методи дослідження: при виконанні роботи використовувались літологічний, фаціальний, палеогеографічний і палеотектонічний аналізи; літолого-петрографічний склад карбонатних порід вивчався в петрографічних шліфах, а також за даними хімічних, рентгеноструктурних, спектральних аналізів; для вивчення природи, морфології тріщин і їх поширення виготовлялись і вивчались пришліфовки керну, з подальшою обробкою даних на комп'ютері.

Наукова новизна одержаних результатів. Наукова новизна роботи полягає у наступному:

на якісно новому рівні детально вивчені будова і літолого-фаціальні особливості візейського (нижньовізейського) рифогенно-карбонатного комплексу в межах центральної частини ДДЗ; на зазначеній території для карбонатного розрізу нижнього візе доведена наявність повного набору фацій, характерних для диференційованих рифогенних формацій - басейнової (депресійної), схилової, рифової, шельфової (фацій внутрішнього і зовнішнього шельфу), прибережно-морської, лагунної та крайової теригенної;

розроблена нова комплексна структурно-генетична класифікація карбонатних порід нижнього карбону; виконано детальний опис кожного генетичного типу порід, визначені умови утворення та характер розповсюдження їх по площі і в розрізі;

з нових позицій вивчена будова і умови утворення візейських органогенних споруд та встановлені закономірності їх просторового поширення в межах центральної частини западини; створена схема класифікації органогенних споруд та розроблена низка їх літолого-седиментаційних моделей;

вперше для центральної частини ДДЗ обґрунтовано генетичний зв`язок окремих типів органогенних споруд з певними (конкретними) фаціальними зонами, які в свою чергу контролюються регіональними тектонічними глибинними розломами і структурами докембрійського фундаменту;

виділені типи колекторів в рифогенно-карбонатному комплексі і вивчені фактори, які впливали на їх формування;

виявлені закономірності змін фільтраційних та ємкісних властивостей карбонатних порід і типів колекторів як в регіональному плані, так і на окремих структурах (органогенних спорудах) ;

дана оцінка перспектив нафтогазоносності карбонатних відкладів візейського ярусу з літолого-фаціальних і літогеодинамічних позицій і розроблені рекомендації з направлення пошуково-розвідувальних робіт на нафту та газ в рифогенно-карбонатному комплексі візейського ярусу в центральній частині ДДЗ; запропоновані зони, окремі ділянки та площі для постановки геофізичних робіт і буріння.

Теоретичне і практичне значення роботи. Теоретичне значення проведених досліджень полягає у виясненні певних особливостей візейського рифоутворення в ДДЗ, що має значення для встановлення закономірностей глобальної еволюції нафтогазоносних рифогенно-карбонатних комплексів світу.

Практичне значення роботи. Літолого-петрографічні і літолого-фаціальні дослідження керну свердловин дозволили вивчити особливості будови нижньовізейського карбонатного комплексу, характер його розповсюдження і встановити фаціальну зональність, що дає можливість на новому рівні проводити кореляцію відкладів цього комплексу. Доведено, що окремим фаціальним зонам притаманні лише свої особливі органогенні споруди, які являються основними об'єктами для пошуків родовищ вуглеводнів в рифогенно-карбонатних комплексах. Вивчені типи колекторів, визначена роль та ступінь впливу вторинних процесів на їх формування, встановлені рівні розвитку і характер поширення різних типів колекторів в карбонатних відкладах візейського ярусу. Таким чином, результати виконаних досліджень дозволили більш достовірно оцінити перспективи нафтогазоносності рифогенно-карбонатного комплексу нижнього візе в межах центральної частини ДДЗ, обґрунтувати ділянки і виділити першочергові об'єкти для постановки геофізичних робіт і глибокого буріння з метою відкриття нових покладів нафти та газу в рифогенно-карбонатних комплексах нижнього карбону.

На основі власних досліджень видані три рекомендації ДГП “Чернігівнафтогазгеологія” для проведення геофізичних робіт та буріння свердловин з метою уточнення будови карбонатних пасток і оцінки їх промислової нафтогазоносності. Рекомендації прийняті до впровадження.

Виконані роботи і практичні рекомендації будуть сприяти підвищенню ефективності геологорозвідувальних робіт на нафту та газ в центральній і північно-західній частинах ДДЗ.

Основні положення, що захищаються.

Нижньовізейському рифогенно-карбонатному комплексу властива чітка фаціальна зональність, що характерна для диференційованих рифогенних формацій; виділяються наступні фаціальні зони: басейнова (депресійна), схилова, рифова, шельфова, лагунна, прибережно-морська та крайова теригенна.

За генезисом, особливостями внутрішньої будови, морфології, розмірами, співвідношенням з вміщуючими породами органогенні споруди візейського ярусу підрозділяються на шість основних типів і мають чітку фаціальну приуроченість, тобто кожній фаціальній зоні притаманний тільки свій конкретний тип органогенної споруди. Так, для депресійної фації характерні башенні (внутрішньобасейнові) рифи, рифової - крайові рифові масиви барєрного типу, шельфової - внутрішньошельфові біогерми, приштокові біогерми та біостроми.

У карбонатних відкладах верхньої частини нижньовізейського рифогенно-карбонатного комплексу наявні два основних регіональних рівня біогермоутворення: нижній приурочений до продуктивного горизонту В-25, верхній - до продуктивного горизонту В-24.

Основними факторами, що впливали на формування фільтраційних і ємкісних властивостей карбонатних порід нижньовізейського рифогенно-карбонатного комплексу є: 1) конседиментаційне вилуговування та перекристалізація (з підлеглою доломітизацією), екзогенне тріщиноутворення в періоди короткочасних осушень, 2) палеокарст, повязаний з великими перервами, тектонічне тріщиноутворення; 3) пізньоепігенетичне вилуговування карбонатів термальними водами та глибинними флюїдами. Така сукупність факторів обумовила формування наступних основних типів колекторів - тріщинний, тріщинно-поровий, тріщинно-кавернозний, порово-тріщинно-кавернозний.

Розроблені напрямки геологорозвідувальних робіт та дане обґрунтування конкретних практичних рекомендацій для пошуків покладів нафти та газу в карбонатних відкладах візейського ярусу центральної частини ДДЗ.

Особистий внесок здобувача. Основні результати і висновки, що викладені у роботі, отримані і обґрунтовані автором на матеріалах власних досліджень і опубліковані в фахових виданнях. Кам`яний матеріал зібраний дисертантом особисто в період польових робіт, безпосередньо на свердловинах і в керносховищах. У випадках колективних публікацій внесок дисертанта з співавторами носив рівноправний характер.

Фактичний матеріал. В основу роботи покладені матеріали зібрані автором на протязі 1997-2001 рр. за період навчання в аспірантурі на кафедрі “Загальної та регіональної геології” геологічного факультету Київського національного університету і роботи в Чернігівському відділенні УкрДГРІ. Проведено аналіз та вивчення керну по 415 свердловинах пробурених в різних структурно-фаціальних зонах западини, виготовлено та описано більш 2000 петрографічних шліфів, здійснено і використано в роботі 150 хімічних аналізів карбонатних порід, широко використовувались рентгеноструктурний, а також спектральний аналіз. Вивчалась пористість та проникність карбонатних порід в шліфах і порівнювалась з лабораторними даними. Для визначення морфології і генезису тріщин виготовлено і вивчено більше 200 пришліфовок керну.

Лабораторні дослідження виконувались в лабораторіях ЧВ УкрДГРІ і ДГП “Чернігівнафтогазгеологія”.

Апробація результатів дисертації. Основні положення і висновки дисертаційної роботи доповідались: на нарадах геологічного факультету Київського національного університету імені Тараса Шевченка “Актуальні проблеми геології України” (Київ, 1997; Київ, 1999), на науково-практич-них конференціях: 5ій і 6ій Міжнародних конференціях “Нафта і Газ України” (Полтава, 1998; Івано-Франківськ, 2000), “Стратегия развития нефтедобывающей промышленности республики Беларусь” (Гомель, 1999) ; на наукових конференціях “Теоретичні та прикладні проблеми нафтогазової геології та геофізики” (Київ, 2000), “Геологічна наука та освіта в Україні на межі тисячоліть: стан, проблеми, перспективи” (Львів, 2000) ; на міжнародній конференції молодих вчених та спеціалістів “Нафтогазова геологія та геофізика України” (Чернігів, 2000) ; 5ій Міжнародній науковій конференції “Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа”, (Москва, 2001).

Публікації. За темою дисертації опубліковано 19 наукових праць, загальним обсягом біля 80 друкованих сторінок, серед яких 5 статей у журналах і 14 в збірниках наукових праць. Здобувач є автором двох тематичних звітів.

Обсяг і структура роботи. Дисертація складається із вступу, семи розділів, висновків і додатку. Викладена на 125 сторінках друкованого тексту, ілюстрована 10 таблицями та 30 рисунками. Список використаних джерел складається з 114 назв. В основу роботи покладені матеріали, що зібрані автором на протязі 1997-2000 рр. за період навчання в аспірантурі на кафедрі “Загальної та історичної геології” геологічного факультету Київського національного університету імені Тараса Шевченка і роботи в Чернігівському відділенні УкрДГРІ. Лабораторні дослідження виконувались в лабораторіях ЧВ УкрДГРІ і ДГП “ Чернігівнафтогазгеологія”. Робота виконана під науковим керівництвом зав. кафедри “Загальної та історичної геології”, д. г. -м. н., професора О. І. Лукієнка, якому автор висловлює глибоку подяку за наукове керівництво і постійну увагу до роботи, а також працівникам кафедри за моральну підтримку і розуміння. Особливу подяку автор висловлює д. г. -м. н., зав. відділом ІГН НАН України О. Ю. Лукіну за цінні поради, критичні і конструктивні зауваження, які сприяли успішному виконанню роботи. Дякую науковим співробітникам відділу промислових досліджень Чернігівського відділення УкрДГРІ - зав. відділу, к. т. н. М. В. Щукіну, О. І. Лукіній, О. В. Леонтьєву за доброзичливе відношення і за технічну допомогу, а також геологам ДГП “Чернігівнафтогазгелогія” В. М. Хтемі, П. А. Чернишу, В. А. Гальченку, С. В. Онуфришин, І. Н. Єрко за консультації і сприяння в зборі фактичного матеріалу.

карбонатна порода нижній карбон

ОГЛЯД ПОПЕРЕДНІХ ДОСЛІДЖЕНЬ

Історія вивчення геології ДДЗ тісно і нерозривно пов`язана з історією геологічних досліджень Донецького басейну. На нашу думку ідея Великого Донбасу позитивно вплинула на вивчення геології ДДЗ і значно прискорила відкриття родовищ нафти і газу.

В ДДЗ камяновугільні відклади вперше були виявлені в довоєнні роки за матеріалами буріння на нафту і газ на Роменському та Ісачківському соляних куполах. В цей час відклади карбону вивчались Д. Е. Айзенвергом, Н. Є. Бражніковою, Л. Г. Дайн, К. О. Новік, М. П. Кожич-Зеленко та ін. В післявоєнні роки з часу відкриття Качанівського і Радченківського родовищ візейські відклади стають основним об`єктом досліджень їх нафтогазоносності.

В 1960-1970 рр. розгортаються широкомасштабні пошуково-розвідувальні роботи на всій території ДДЗ від Луганська до Чернігова з метою пошуків нових родовищ нафти і газу. Буриться велика кількість глибоких свердловин, з`являється багато нового геолого-геофізичного матеріалу, який всебічно вивчається і аналізується науковцями і геологами виробничних організацій.

Вивченням стратиграфії і кореляції камяновугільних відкладів ДДЗ в різний час займались Н. Є. Бражнікова, О. І. Берченко, А. О. Білик, Г. І. Вакарчук, М. В. Вдовенко, Л. Г. Вінниченко, Б. І. Кельбас, Л. П. Кононенко, В. Т. Кривошеєв, О. Ю. Лукін, С. В. Онуфришин, В. І. Полетаєв, Л. П. Соляник, В. К. Тетерюк та інші. Н. Є. Бражніковою створена схема стратиграфії карбону, яка сьогодні широко використовується в практиці геологорозвідувальних робіт на нафту і газ. Г. І. Вакарчуком, Л. Г. Вінниченком та іншими розроблена схема єдиної індексації і кореляції продуктивних горизонтів карбону. Значний внесок у вивчення літології, фацій, колекторів, геохімії і умов утворення відкладів карбону вніс О. Ю. Лукін. Він вперше встановив наявність і широкий розвиток органогенних споруд у відкладах палеозою, обґрунтував їх перспективи, що згодом блискуче підтвердилось. Вивченням літології і колекторів теригенних і карбонатних відкладів займались також В. А. Гальченко, В. М. Гаврилко, В. А. Кривошея, В. Т. Кривошеєв, С. О. Мачуліна, М. І. Мачужак, В. М. Тесленко-Пономаренко, С. В. Онуфришин, Я. Г. Лазарук, О. М. Синичка, О. В. Шеремета та ін. Разом з тим, карбонатні комплекси палеозою залишаються ще недостатньо вивченими.

До недавнього часу нижньовізейська карбонатна товща (“візейська карбонатна плита”) вважалась досить щільною, використовувалась лише як відбивний сейсмічний горизонт і не розглядалась в якості об`єкту пошуків у ній промислових скупчень ВВ. Низка родовищ в нижньовізейських карбонатних відкладах відкрита випадково і попутньо при бурінні на інші комплекси. Разом з тим, цілеспрямованих науково-дослідних і геологорозвідувальних робіт для оцінки нафтогазоносності візейських і турнейських карбонатних комплексів так і не проводилось.

Вивченням геологічної будови і нафтогазоносності западини в різний час займались Ю. О. Арсірій, Н. Ф. Булуховський, І. Г. Баранов, В. М. Бенько, А. О. Білик, Г. І. Вакарчук, С. В. Варічев, І. В. Височанський, З. Я. Войцицький, В. К. Гавриш, М. І. Галабуда, В. В. Гладун, В. В. Глушко, Б. Д. Гончаренко, В. С. Дворянин, І. І. Демяненко, Є. М. Довжок, М. І. Євдощук, В. М. Завялов, В. П. Зарицький, М. П. Зюзькевич, О. М. Істомін, Б. П. Кабишев, І. В. Карпенко, В. П. Клочко, М. Д. Красножон, В. А. Краюшкін, Б. Л. Крупський, Л. В. Курилюк, В. М. Лисинчук, В. П. Лебідь, О. Ю. Лукін, А. А. Мартинов, Р. М. Окрепкий, Н. Т. Пашова, Л. О. Посохов, Т. М. Пригаріна, В. А. Редколіс, І. С. Рослий, А. П. Самойлюк, В. І. Савченко, В. І. Созанський, К. К. Філюшкін, І. І. Чебаненко, П. М. Чепіль, П. А. Черниш, М. В. Чирвинська, Н. С. Шатський, П. Ф. Шпак В. Ф. Шульга та ін.

Паралельно з роботами по ДДЗ широкі дослідження будови, складу та нафтогазоносності камяновугільних відкладів здійснювались по суміжних регіонах: Донбасу, Прип`ятському прогину та Прикаспійській западині. Проводилось порівняння геологічної будови зазначених територій, вивчались загальні закономірності нафтогазонакопичення і розроблялись напрямки геолого-пошукових робіт на нафту і газ в ДДЗ (В. К. Гавриш, Б. П. Кабишев, О. Ю. Лукін, П. Ф. Шпак та ін.).

Лише сьогодні значна увага приділяється вивченню промислової нафтогазоносності пасток неантиклінального типу в рифогенно-карбонатних відкладах, що в значній мірі висвітлюється в дисертації.

ОСНОВНІ РИСИ ГЕОЛОГІЧНОЇ БУДОВИ

Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу палеозою. ДДЗ складена потужною товщею осадових порід від середньодевонських до четвертинних включно. Для них характерні надто різноманітний літологічний склад і широкий набір фаціальних обстановок від відкрито-морських (вапняки, мергелі, крейда) до лагунних (ангідрити, солі, доломіти, гіпси) і континентальних (вугілля, каолінові і строкатоколірні породи). Загальна потужність осадової товщі в районі досліджень сягає більше 10 км.

Девонські відклади залягають з кутовим неузгодженням на розмитій поверхні кристалічного фундаменту. На основі матеріалів буріння в прибортових зонах встановлено, що девонські відклади представлені середнім і верхнім відділами, які по аналогії з Прип`ятським прогином також поділяються на підсольовий, нижній соленосний, міжсольовий, верхній соленосний і надсольовий літологічні комплекси. Сумарна потужність відкладів девону більше 6 км.

Камяновугільні відклади зі значним переривом і кутовою неузгодженістю залягають на різновікових і різнофаціальних девонських, утвореннях або породах кристалічного фундаменту. Вони розкриті великою кількістю свердловин, стратиграфічно добре вивчені і виділяються в обсязі нижнього, середнього і верхнього відділів, які в свою чергу за палеонтологічними даними поділяються на яруси, підяруси, мікрофауністичні і продуктивні горизонти, що зіставляються зі світами і зонами Донбасу. Характерним для камяновугільних відкладів западини є поступова і послідовна зміна літологічного складу з південного сходу на північний захід від переважно морських карбонатних і карбонатно-глинистих товщ до теригенних, прибережно-морських, лагунних і каоліново-строкатоколірних континентальних. Камяновугільні відклади в центральній частині западини представлені темно-сірими аргілітами, алевролітами, пісковиками та карбонатними породами. На відміну від Донбасу в розрізі карбону ДДЗ зявляється низка переривів, які в значній мірі зменшують потужність і стратиграфічні обсяги окремих підрозділів в западині. Лукін О. Ю. в карбоні ДДЗ виділив тектоно-седиментаційні комплекси, які відповідають своєрідним у літогеодинамічному і палеогеографічному відношенні етапам розвитку ДДЗ. В межах тектоно-седиментаційних комплексів він виділив низку різновікових формацій, які по площі заміщують одна одну. Виконані нами побудови і пошарова кореляція розрізів свердловин уздовж і поперек западини свідчать про трансгресивне залягання продуктивних горизонтів Т-1, Т-2, Т-3, В-26, В-25 і В-24. Природа покладів продуктивних горизонтів В-26, В-25 і В-24 в значній мірі повязана зі стратиграфічними переривами. Потужність відкладів карбону в межах досліджуваної території змінюється від 500 до 4000 м. Відклади карбону являються основним нафтогазоносним комплексом в ДДЗ. В ньому відкрито понад 150 родовищ нафти, газу і конденсату, в тому числі 12 в рифогенно-карбонатних комплексах. З камяновугільними відкладами повязуються основні перспективи відкриття нових родовищ як в теригенних, так і в карбонатних резервуарах.

Відклади нижньої пермі порівняно з камяновугільними менш поширені. Вони залягають на верхньокамяновугільних відкладах з переривом і перекриваються з кутовою неузгодженістю континентальними строкатоколірними відкладами тріасу. В стратиграфічному відношенні нижньопермські відклади виділяються в обсязі асельського і сакмарського ярусів, які, в свою чергу, за літологічними ознаками поділяються на світи. Досить складна геологічна будова регіону знайшла відображення на чисельних різномасштабних тектонічних картах і схемах (В. Г. Бондарчук, М. В. Чирвинська, В. К. Гавриш, Б. П. Кабишев, О. Ю. Лукін та ін.). При проведенні досліджень автором прийнята схема тектонічного районування В. К. Гавриша, згідно з якою в ДДЗ виділяються південний і північний борти западини, шовні зони крайових глибинних розломів (Прип`ятсько-Маничський і Барановичсько-Астраханський), до яких примикають прирозломні виступи докембрійського фундаменту. В осьовій частині ДДЗ виділяються Деснянський, Удайсько-Сульский і Псельсько-Орельский сегменти. Поперечна зональність геоструктури обумовлена сіткою дорифтових розломів, які були активними не тільки в рифтовий, але і більш пізніші періоди розвитку регіону.

ПЕРЕРИВИ І НЕУЗГОДЖЕННЯ В РОЗРІЗІ ПАЛЕОЗОЮ ДДЗ ТА ЇХ ЗНАЧЕННЯ В ФОРМУВАННІ ПАСТОК НАФТИ І ГАЗУ

На основі детальних літолого-фаціальних досліджень і попластової кореляції маркіруючих вапняків і продуктивних горизонтів отримані багаточисленні матеріали, які дозволили автору більш повно, а в деяких випадках з нових позицій висвітлити масштаби і виділити нові рівні переривів і неузгоджень, показати їх вплив на формування нетрадиційних пасток нафти і газу.

Основним критерієм при розробці класифікації переривів прийнята їх тривалість. Всі інші ознаки використовуються як додаткові (площа розповсюдження, морфологія поверхні, особливості покриваючих і підстилаючих порід, кут нахилу перериву тощо). Згідно розробленої класифікації виділяються чотири типи переривів: незначної тривалості, короткотривалі, середньотривалі і довготривалі.

Перериви незначної тривалості (десятки або сотні тисяч років, інколи до 1 млн. років). Відповідні їм неузгодження характеризуються випадінням з розрізу окремих шарів та горизонтів. Біостратиграфічними методами вони не фіксуються, кутові неузгодження і різкі зміни складу порід не спостерігаються.

Перериви короткотривалі - це перериви з видимою тривалістю менш одного віку, тобто від 1 до 4 млн. років. Ознаками їх виділення є неузгодження з випадінням з розрізу пачок порід до одного ярусу.

Перериви середньої тривалості - від одного горизонту до 1-2 віків, тобто від 3-4 до 10 млн. років. На границях неузгоджень, що відповідають таким переривам, відсутні відклади від одного горизонту до одного ярусу.

Перериви довготривалі - це перериви з видимою тривалістю від одного ярусу і більше (10 млн. років). На границях, які відповідають таким переривам, випадають з розрізу величезні товщі порід. Перериви супроводжуються, як правило, кутовими неузгодженнями.

За масштабами проявів та площею розповсюдження виділяються регіональні, субрегіональні, зональні, локальні, міжформаційні та внутрішньоформаційні (атектонічні) перериви. Серед неузгоджень виділяються: регіональні, до складу яких входять кутові (кут більше 2о), паралельні та азимутні; крайові, які проявляються по краях седиментаційних басейнів та спостерігаються у вигляді трансгресивного та регресивного залягання порід. В розрізі палеозою виділено 7 регіональних, 9 субрегіональних, 12 зональних і низку локальних, міжформаційних та внутрішньоформаційних переривів. Всі типи переривів грунтовно описані, показані масштаби їх проявів і площі розповсюдження. Встановлено, що час тривалості переривів в розрізі палеозою ДДЗ зіставляється з часом седиментаційних процесів. Отримані результати досліджень свідчать про прямий звязок покладів нафти і газу в рифогенно-карбонатних комплексах палеозою ДДЗ з зонами проявів стратиграфічних переривів, тобто більше 80% промислових запасів вуглеводнів в карбонатних резервуарах приходиться на горизонти, які повязані з зонами переривів.

В рифогенно-карбонатному комплексі нижнього візе виділяються два регіональних, один субрегіональний і низка локальних міжформаційних периривів, які значно впливають на будову, повноту розрізу, колекторські властивості карбонатних відкладів. Найбільш значний вплив на формування карбонатних резервуарів чинять: 1) передверхньовізеський регіональний перерив (середньої тривалості), 2) субрегіональний між XIV і XIII МФГ і 3) локальний міжформаціний перерив між продуктивними горизонтами В-24 та В-25.

БУДОВА, ЛІТОЛОГІЧНИЙ СКЛАД І ФАЦІАЛЬНІ ОСОБЛИВОСТІ КАРБОНАТНИХ ВІДКЛАДІВ ВІЗЕЙСЬКОГО ЯРУСУ

Методика досліджень і класифікація карбонатних порід. При виконанні роботи автором застосовувався широкий спектр геологічних досліджень, більшість з яких ґрунтувались на детальному вивченні кернового матеріалу.

При проведенні літологічних і літогенетичних досліджень одним з основних методів, використаних в роботі, є всебічне макро- та мікроскопічне вивчення карбонатних порід в петрографічних шліфах і пришліфовках керну, що дозволяє достатньо достовірно встановлювати мінеральний склад, текстурні і структурні особливості, таксономічний склад фауни, ступінь та характер вторинних змін і виділяти структурно-генетичні типи. Для уточнення речовинного складу карбонатних порід, використовувались також хімічний, рентгеноструктурний, спектральний аналізи і проводилось викрашування карбонатних мінералів в шліфах алізарином червоним. Реконструкції умов карбонатної седиментації проводились на основі літолого-фаціального, палеогеографічного і палеотектонічного аналізів, крім того, застосовувався метод геологічних аналогій. При кореляції відкладів і створенні моделей органогенних споруд широко застосовувались також дані промислово-геофізичних і сейсмічних досліджень. Дослідження колекторських властивостей виконувались в лабораторіях за стандартними методиками, морфогенетичні особливості порожнинного простору вивчались в великих петрографічних шліфах і пришліфовках.

Класифікація карбонатних порід. Карбонатні породи нижньокам'яновугільних відкладів в межах центральної частини ДДЗ мають досить широке розповсюдження і приурочені до різних стратиграфічних рівнів. Найбільш широко вони розвинуті в турнейському і візейському, значно менше в серпухівському ярусах. Утворення карбонатних відкладів проходило в різних палеогеографічних (структурно-фаціальних) умовах і при різних геотектонічних режимах, що обумовило їх поліфацільність і різноманітність генетичних типів карбонатних порід.

В своїй спробі описати і класифікувати карбонатні породи центральної зони ДДЗ автор ґрунтувався на детальне вивчення великої кількості кернового матеріалу з більш ніж 300 свердловин. Крім того, у роботі враховувалися і частково використовувалися описи вапняків, які виконані Г. І. Вакарчуком, О. Ю. Лукіним, Л. Г. Вінниченком, О. І. Берченко, С. В. Онуфришин. Використовувалися також дані по класифікації відомих геологів - І. В. Хворової, Г. І. Теодоровича, В. П. Маслова, Г. Д. Кірєєвої та ін.

Типізація розрізів проводилась на структурно-генетичній основі, яка дозволяє досить надійно класифікувати карбонатні породи і дає уявлення про умови їх осадконакопичення, оскільки дозволяє визначити найбільш важливі фактори утворення порід - глибину, гідродинамічну активність, фізико-хімічні умови, палеоекологію та ін.

Класифікація включає в себе наступні структурні підрозділи: класи (виділені за походженням осадового матеріалу), які за структурою і мінеральним складом поділяються на групи. Останні в свою чергу, за перевагою і розмірами формених елементів, а також за мінеральним складом поділяються на типи і підтипи.

Проведені літологічні і літолого-петрографічні дослідження нижньокам'яновугільних карбонатних відкладів дозволили виділити в них п`ять класів (органогенні, органогенно-уламкові, уламкові, вторинно перетворені і хемогенні), 10 груп (біоморфні, біоморфно-детритусові, детритусові, шламові, вапняки з великою теригенною домішкою, уламкові вапняки, карбонатні породи з домінуючою кальцитовою мінеральною масою, карбонатні породи з домінуючою некальцитовою мінеральною масою, хемогенні кальцитові, хемогенні некальцитові) і 37 “елементарних” типів карбонатних порід. Для більшості типів карбонатних порід нижнього карбону за результатами досліджень встановлені закономірності розповсюдженння по площі і в розрізі (рис. 1).

Будова і фаціальна зональність. Карбонатні відклади візейського ярусу в межах центральної частини ДДЗ залягають на глибинах від 2000 м до 4500 м і характеризуються досить складною будовою. Розподілені по площі і в розрізі карбонатні відклади нерівномірно. Найбільша кількість карбонатних горизонтів залягає у нижній частині ярусу, де вони формують так званий, нижньовізейський рифогенно-карбонатний комплекс (РКК). Потужність цього комплексу коливається в широких межах від 20-25 м до 300-350 м і супроводжуються зміною літології і фацій. Зміни потужності карбонатних відкладів відбуваються, як у регіональному плані, що в значній мірі обумовлене загальними палеоструктурними факторами, так і в локальному - на невеликих відстанях за рахунок появи в розрізі рифогенно-біогермних тіл. Верхньовізейський під`ярус складений переважно теригенними породами, що утворюють паралічну теригенно-вугленосну формацію, де карбонатні породи мають підпорядковане значення і залягають у вигляді окремих шарів і лінз потужністю від 1-2 м до 20-30 м.

Активізація тектонічного режиму в ранньовізеський час, який супроводжувалася низхідними тектонічними рухами, привела до формування великого нормальносолоного морського басейну, який пульсаційно трансгресував в північно-західному напрямку. Палеогеографічні і палеокліматичні умови цього басейну були сприятливі для нагромадження карбонатних і глинисто-карбонатних відкладів, які утворюють потужний нижньовізейський рифогенно-карбонатний комплекс, що отримав найбільш виражений свій розвиток в обрамленні великих депресійних зон (Срібненської, Лохвицької, Ярівської, Зіньківської, Орчиківської та ін.). Нижньовізейський РРК на території досліджень має двочленну будову, що відображає дві основні фази морської трансгресії в ранньому візе. Верхня його частина складена карбонатними відкладами XIII мікрофауністичного горизонту (МФГ) (нижньотульский горизонт Руської платформи), а нижня - карбонатними відкладами XIV МФГ (бобриківський, радаївський і єлховський горизонти Руської платформи). За результатами літолого-петрографічних, літолого-фаціальних і палеогеографічних досліджень та даними палеореконструкцій в нижньовізейському РКК встановлені наступні фаціальні зони: басейнова (депресійна), схилова, рифова, шельфова (зони внутрішнього і зовнішнього шельфу), прибережно-морська, лагунна і крайова теригенна.

Басейнова (депресійна) фація. Відклади басейнової фації приурочені до найбільш занурених частин депресійних зон і представлені чорними, тонковідмученими, окременілими, нерівномірно вапнистими, нерідко бітумінозними аргілітами (часто взагалі глинисто-карбонатною тонкодисперсною породою) з тонкими прошарками вапняків. Вапняки чорні, бітумінозні, сильно глинисті, представлені в основному двома типами: шламовими і шламово-детритусовими. З органічних решток переважають глибоководні остракоди і спікули губок, також відмічаються уламки брахіопод, дрібних пригнічених форамініфер. Осадконакопичення в цій зоні проходило в глибоководних умовах (від 100 м до 250 м) і супроводжувалося некомпенсованим прогинанням морського дна. Границя між басейновою і схиловою фаціями контролюється північним і південним приосьовими глибинними розломами.

Схилова фація. Відклади цієї фації представлені ритмічним чергуванням карбонатних та глинистих пачок і характеризуються клиноформним заляганням зі зменшенням потужності у бік депресії. Загальна потужність карбонатної товщі змінюється в широких межах і складає 20-30 м у підніжжя, збільшуючись до 60-70 м у верхніх частинах схилу. Вниз по схилу відмічається заміщення вапняків аргілітами, а також зменшення потужності і кількості карбонатних прошарків. Вапняки цього типу відкладів чорні, рідше темно-сірі, сильно глинисті, окремінілі, нерідко піритизовані і представлені наступними типами - детритусовими (полідетритусовими, брахіоподовими, криноідно-брахіоподовими, детритусовими з форамініферами, спікуловими), шламово-детритусовими і уламковими різностями.

Рифова фація. Ця фаціальна зона розташована на стику палеодепресій і області шельфу, де створювалися найбільш сприятливі умови для утворення органогенних споруд крайового (“бар`єрного”) типу, які разом з міжрифовими відкладами власне і формують рифову зону. Ця зона характеризується максимальними потужностями і найбільшою повнотою розрізу відкладів нижньовізейського РКК, а також перевагою серед карбонатних порід біогермних вапняків. Потужність відкладів рифової фації коливається від 80-70 м в межах міжрифових ділянок до 150-180 м власне в рифових масивах. В результаті проведення палеогеографічних і палеотектонічних досліджень було встановлено, що формування рифового поясу значною мірою обумовлено існуванням в межах центральної частини ДДЗ північній і південній зон прирозломних виступів кристалічного фундаменту, які і контролюють розповсюдження рифової фації.

Мілководно-шельфова фація. На території проведення досліджень мілководно-шельфові утворення представлені найбільш широко і мають чітку тричленну будову, обумовлену зміною палеотектонічних і палеоекологічних умов. Виділяються верхня, середня і нижня частини.

Прибережно-морська фація. Відклади прибережно-морської фації характеризуються чергуванням вапняків, аргілітів, пісковиків і алевролітів. На деяких площах відзначаються тонкі прошарки кам'яного вугілля.

Лагунна фація. Відклади лагунної фації мають локальне поширення і представлені мікрозернистими зливними вапняками з рідкою, пригніченою, одноманітною фауною і вуглистими аргілітами. Зрідка відмічаються прошарки темно-сірих доломітів.

Крайова теригенна фація. Крайова теригенна фація представлена різноманітними генетичними типами теригенних відкладів: алювіальними (піщані русла, заплавні, озерно-болотні), наземно-дельтовими (піщані протоки, міжруслові, болотні), авандельтовими (виноси рік, устя барів, заливно-лагунні відклади) і прибережно-морськими.

Результати проведених досліджень свідчать, що такий набір фаціальних зон притаманний диференційованим рифогенним формаціям, які є найбільш перспективні в нафтогазоносному відношенні серед карбонатних формацій. Розповсюдження виділених фаціальних зон в центральній частині ДДЗ в значній мірі контролюється повздовжніми глибинними розломами рифтового та дорифтового закладення, а також структурами докембрійського фундаменту субмеридіонального простягання.

ТИПИ ОРГАНОГЕННИХ СПОРУД, ЇХ БУДОВА І ПОШИРЕННЯ

Аналіз продуктивності візейських карбонатних відкладів центральної частини ДДЗ свідчить про те, що основними резервуарами вуглеводнів є різноманітні за морфогенетичними особливостями органогенні споруди.

За результатами проведених літологічних, палеогеографічних та літогеодинамічних досліджень встановлено, що за генезисом, морфологією, розміром, внутрішньою будовою, співвідношенням з вміщуючими породами і фаціальною приуроченістю органогенні споруди візейського ярусу поділяються на шість основних типів, пошук і розвідка яких має свої певні особливості (рис. 2).

До першого типу органогенних споруд відносяться так звані башенні (внутрішньобасейнові) рифи, які тісно пов'язані з палеопідняттями, що розміщені в зоні переходу від схилових до депресійних фацій. Внутрішньобасейнові рифи характеризуються горбоподібною, майже ізометричною формою і обрамлені по всьому периметру карбонатно-глинистими відкладами.

Присутність такого типу побудов в розрізі чітко фіксується по різкому зростанню карбонатної товщі до 120-150 м порівняно з навколишнім фоном 20-30 м. При цьому середній градієнт зміни товщини складає більше 70 м на один кілометр. Внутрішньобасейнові рифові масиви складені в основному біогермними (біоморфними і біоморфно-детритусовими) вапняками, а також похідними їх руйнування. Вапняки білі і світло-сірі, переважно моховатко-криноїдні, часто сильно перекристалізовані з утворенням середньо- і крупнозернистого кальциту, прошарками доломітизовані, тріщинуваті, пористі і кавернозні. В нижній частині відмічається інтенсивне окременіння переважно кварцового і халцедонового складу. Вміст кремнезему складає 20-40%, прошарками збільшуючись до 80-90%. До ділянок з високою ступінню окременіння приурочені зони інтенсивної тріщинуватості. Розміри описаних споруд змінються від 2, 53 км до 45 км.

До другого типу органогенних побудов відносяться рифогенно-карбонатні масиви бар'єрного типу, просторове розміщення яких співпадає з межами рифової фації. Рифові масиви цієї зони мають лінійну форму витягнуту вздовж берегової лінії і на відміну від внутрішньобасейнових рифів, характеризуються більш пологими тиловими схилами. Так, для фронтальних схилів градієнт зміни потужності складає 45 м/км, а для тильних схилів - всього 15 м/км. Рифові масиви цього типу, за своєю суттю, не є ізольованими спорудами, а разом з міжрифовими відкладами утворюють порівняно вузький (шириною 5-10 км) майже неперервний пояс, який обрамляє депресійні зони. Розповсюдження цього поясу в більшості випадків співпадає з апікальними частинами внутрірозломних виступів кристалічного фундаменту.

Третій тип представлений дрібними і середніми за розміром внутрішельфовими біогермами. Біогерми такого типу, як правило, мають потужність порядку 40-60 м і залягають в середині карбонатних відкладів мілководно-шельфової фації.

Внутрішельфові біогерми складені масивними світлими, інколи доломітизованими, майже повністю перекристалізованими, часто сильно кавернозними і тріщинуватими вапняками біоморфного і біоморфно-детритусового різновидів. Із органічних залишків переважають моховатки і криноідеї, багаточисельні форамініфери, зустрічаються крупні раковини брахіопод, поодинокі водорості і корали.

Найбільш кавернозна і тріщинувата верхня частина біогермів, яка періодично в результаті евстатичних коливань рівня моря попадала в зону гіпергенеза і піддавалась інтенсивному вилуговуванню і карстуванню, якраз у верхній частині і відмічаються найбільш високі значення пористості (18-22%) і проникності (100-250 фм2).

Формування внутрішельфових біогермів проходило в умовах мілководдя на локальних припіднятих ділянках морського дна. Нерідко в підошві біогерімів залягають брахіоподові банки.

Четвертий тип також приурочений до відкладів мілководно-шельфової фації і названий нами приштоковим. Приштокові органогенні побудови отримали свій розвиток на обрамленні соляних штоків, які вже проявились в ранньовізейський час. Цей тип побудов характеризується найбільш складною будовою, напівокруглою в плані формою і звернений випуклою стороною до центра западини.

Біогермна приштокова побудова складена сильно доломітизованими, жовтувато-світло-сірими, кавернозно-пористими, сильно тріщинуватими, моховатко-криноїдними вапняками. Високий ступінь тріщинуватості обумовлений неодноразовим ростом штоків в наступні періоди геологічної історії.

До п`ятого типу ми також відносимо відклади мілководно-шельфової фації, представлені біостромами. Органогенні побудови такого типу мають лінзовидну і пластоподібну форми і порівняно невелику товщину (до перших метрів) і так як і побудови біогермного типу, залягають в середині карбонатних відкладів. Складені біостроми в основному біоморфними і біоморфно-детритусовими, сильно перекристалізованими водоростево-форамініферовими і водоростевими вапняками.

Шостий тип - різноманітні органогенні банки, досить широко представлені в мілководно-шельфовій і схиловій зонах і складаються в основному двома таксономічними групами - брахіоподами і криноідеями (мікрофація криноїдних розвалів; Лукін О. Ю., 1978). Брахіоподові банки залягають в більшості випадків у підошві карбонатної товщі і характерні для початкового етапу морської трансгресії, а криноїдні частіше зустрічаються в верхніх частинах розрізу, формування якої проходило вже в суттєво регресивний період.

Просторове розповсюдження виділених типів органогенних споруд в значній мірі контролюється палеогеоморфологічним фактором, тобто кожній фаціальній зоні притаманні лише свої конкретні типи органогенних споруд. Так для депресійної фації характерні башенні (внутрішньобасейнові) рифи, для рифової - крайові рифові масиви бар'єрного типу, для шельфової - внутрішельфові біогерми, приштокові біогерми, банки і біостроми. В межах фаціальних зон органогенні споруди приурочені до палеопіднять, тектонічних уступів і вузлових розломних зчленувань.

Крім того, проведений детальний аналіз внутрішньої структури рифів і біогермів дозволив встановити два регіональних рівні (яруси) розвитку біогермних вапняків - верхній і нижній. Верхній і нижній яруси в більшості випадків розділені глинистою перемичкою і, згідно загальноприйнятій класифікації на даній території відповідають продуктивним горизонтам В-24 і В-25. За наявністю чи відсутністю цих ярусів візейські органогенні споруди також підрозділяються на одноярусні і двоярусні.

КАРБОНАТНІ ПОРОДИ-КОЛЕКТОРИ І ФАКТОРИ, ЯКІ ВПЛИВАЮТЬ НА ЇХ ФОРМУВАННЯ

Колектори нижньовізеського рифогенно-карбонатного комплексу мають складну будову і нерівномірне розповсюдження по площі. Петро-літофаціальними дослідженнями встановлено різноманітність первинних і вторинних факторів, які призводили до формування пустотного простору і фільтраційно-ємкісних властивостей карбонатних резервуарів. Основними з них є: первинний склад і умови утворення карбонатних порід, седиментаційне вилуговування і перекристалізація, екзогенна і тектонічна тріщинуватість, палеокарст, пов`язаний з передверхньовізейським переривом, прояви діастем на різних рівнях органогенних споруд, пізньоепігенетичне вилуговування карбонатів термальними водами і глибинними ВВ-Н2О-СО2. Сукупність дії всіх зазначених факторів на рифогенно-карбонатні тіла обумовили складну морфологію пустотного простору і значну неоднорідність ємкісних і фільтраційних властивостей карбонатних колекторів. Домінуюче значення при формування карбонатних колекторів належить вторинним глибинним процесам.

Виходячи з зазначених факторів виділяються наступні типи колекторів: тріщинний, тріщинно-поровий, тріщинно-кавернозний, порово-тріщинно-кавернозний. В умовах центральної частини ДДЗ найбільш розповсюдженні тріщинний і тріщинно-поровий колектори.

Встановлено існування певної зональності в розподіленні типів колекторів по площі. Так в башенних рифах переважають тріщинний та тріщинно-поровий колектори (близько 70%) - обумовлені в значній мірі високим ступенем окременіння, а також тріщинно-кавернозний. В рифових масивах бар'єрного типу типи колекторів розподіляються наступним чином: тріщинний - 50%, тріщинно-кавернозний - 20%, поровий та тріщинно-поровий (обумовлений перекристалізацією) - 30%. У внутрішньошельфових біогермах тріщинний - 50%, тріщинно-кавернозний - 30%, тріщинно-поровий - 20%. У приштокових спорудах тріщинний - 50%, поровий і тріщинно-поровий - 50%. Значний відсоток порового та тріщинно-порового типу колекторів в приштокових спорудах обумовлений високим ступенем метасоматичної доломітизації вапняків, яка, мабуть, тісно зв'язана різноманітними приштоковими процесами, так як за межами со...