Наукові засади прогнозування неантиклінальних пасток нафти і газу у теригенних відкладах (на прикладі утворень карбону Дніпровсько-Донецької западини)

Размещено на http://www.allbest.ru/

НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ

ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЇ І ГЕОХІМІЇ ГОРЮЧИХ КОПАЛИН

УДК (553.98:551.735.1):551.3.051(477.4/5)

НАУКОВІ ЗАСАДИ ПРОГНОЗУВАННЯ НЕАНТИКЛІНАЛЬНИХ

ПАСТОК НАФТИ І ГАЗУ У ТЕРИГЕННИХ ВІДКЛАДАХ

(НА ПРИКЛАДІ УТВОРЕНЬ КАРБОНУ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ ЗАПАДИНИ)

04.00.17 - Геологія нафти і газу

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня

доктора геологічних наук

ЛАЗАРУК ЯРОСЛАВ ГРИГОРОВИЧ

Львів - 2008

Дисертацією є рукопис

Робота виконана у Львівському відділенні Українського державного геологорозвідувального інституту Міністерства охорони навколишнього природного середовища України

Науковий консультант

доктор геологічних наук

Федишин Володимир Олексійович,

Львівське відділення Українського державного геологорозвідувального інституту, директор

Офіційні опоненти:

доктор геолого-мінералогічних наук

Височанський Іларіон Володимирович,

Геолого-тематичний центр бурового управління “Укрбургаз”, завідувач відділу надрокористування, перспективних напрямків і розробки планів ГРР

доктор геолого-мінералогічних наук, професор

Маєвський Борис Йосипович,

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, завідувач кафедри геології та розвідки нафтових і газових родовищ

доктор геологічних наук

Крупський Юрій Зіновійович,

Науково-дослідний інститут нафтової промисловості НАК “Нафтогаз України”, головний науковий співробітник

Захист відбудеться “_23_” жовтня_ 2008 р. о _14 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 35.152.01 Інституту геології і геохімії горючих копалин НАН України за адресою: 79053, м. Львів, вул. Наукова 3а

З дисертацією можна ознайомитись у бібліотеці Інституту геології і геохімії горючих копалин НАН України за адресою: 79053, м. Львів, вул. Наукова 3а

Автореферат розісланий “19”__вересня_ 2008 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої радиН.Я. Радковець

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Швидке зростання світових цін на енергоносії і проблеми імпорту нафти і газу в Україну спонукають до пошуку нових джерел вуглеводневої сировини. Одним з найважливіших стратегічних завдань залишається забезпечення держави нафтою і газом власного видобутку шляхом відкриття та введення у розробку нових родовищ вуглеводнів.

Основні запаси вуглеводнів України зосереджені у Дніпровсько-Донецькій нафтогазоносній області. Тут щорічно видобуваються близько 3,5 млн т нафти з газовим конденсатом і 17,0 млрд м3 газу. Забезпеченість видобутку запасами вуглеводнів не перевищує 45 років. Водночас Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ) має ще значний ресурсний потенціал - 379 млн т рідких та 2,2 трлн м3 газоподібних вуглеводнів.

Оскільки фонд антиклінальних структур у регіоні з кожним роком зменшується, подальше нарощування вуглеводневої сировинної бази пов'язується з вивченням глибоко занурених перспективних горизонтів у межах відомих антикліналей, освоєнням відомих покладів нафти і газу в низькопористих породах-колекторах та виявленням вуглеводневих скупчень у неантиклінальних пастках. Пошуки покладів на значних глибинах економічно недоцільні, їхній видобуток із резервуарів з низькими фільтраційно-ємнісними властивостями потребує застосування спеціальних надто дорогих технологій, тому найбільш прийнятним сьогодні є нарощування запасів вуглеводневої сировини у регіоні шляхом пошуків покладів нафти і газу в неантиклінальних пастках на невеликих і середніх глибинах.

З відомих типів неантиклінальних пасток стратиграфічно екрановані найменш поширені в регіоні. Натомість значна кількість покладів вуглеводнів, пов'язаних з латеральним заміщенням піщаних порід непроникними глинистими утвореннями і тектонічними порушеннями, свідчить про високу надійність літологічних і тектонічних екранів. Нині виявляється все більше покладів нафти і газу, пов'язаних з неантиклінальними пастками. За запасами декотрі з них належать до середніх (родовища Луценківсько-Рудівської зони). Складність їх виявлення та зростання вартості геологорозвідувальних робіт потребують поглибленого аналізу геолого-геофізичних матеріалів та високого рівня обгрунтованості таких об'єктів для пошукового буріння. Очевидною є необхідність вдосконалення методики прогнозування неантиклінальних пасток, а виявлення в них нафтових і газових покладів сприятиме підвищенню енергонезалежності України. Цим визначається актуальність досліджень автора, результати яких викладені у даній роботі.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Тема дисертаційної роботи відповідає основним завданням постанови Кабінету Міністрів України “Про національну програму “Нафта і газ України до 2010 р.“, науковим напрямкам діяльності Львівського відділення Українського державного геологорозвідувального інституту (ЛВ УкрДГРІ). Проведені автором дослідження відображені у понад 20 звітах за результатами НДР, виконаних на замовлення Державної геологічної служби України за такими основними темами: “Удосконалення методики пошуків та вивчення неантиклінальних пасток нафти і газу в нижньокам'яновугільних відкладах ДДЗ” (1982 р.), державний реєстраційний № 80008197; “Зональний геолого-геофізичний прогноз з виділенням локальних перспективних неантиклінальних об'єктів пошуково-розвідувальних робіт у нижньокам'яновугільних відкладах ДДЗ” (1987 р.), державний реєстраційний № 39-85-10/22; “Провести палеогеоморфологічні дослідження з метою пошуків та розвідки покладів нафти і газу в пастках неантиклінального типу на невеликих глибинах у ДДЗ” (1994 р.), державний реєстраційний № 0193U020693; “Пошуки пасток вуглеводнів неантиклінального типу на основі літофаціальних досліджень та обгрунтування методики розвідки пов'язаних з ними покладів” (1996 р.), державний реєстраційний № 0196U020056; “Розробити методичні рекомендації для оцінки освоєння покладів вуглеводнів у низькопористих колекторах як резерву збільшення ресурсної бази України” (2001 р.), державний реєстраційний № 0101U004606; “Обгрунтування перспективних об'єктів пошуково-розвідувальних робіт нафтогазоносних регіонів України за результатами побудов їх геологічних і газодинамічних моделей” (2008 р.), державний реєстраційний № 0105U002818.

Роль здобувача в цих наукових розробках полягала у проведенні досліджень з вдосконалення методичних прийомів прогнозування порід-колекторів з метою обгрунтування літологічно екранованих пасток вуглеводнів та вивченні особливостей формування диз'юнктивних дислокацій осадового чохла для прогнозування тектонічно екранованих пасток нафти і газу. Ряд наукових розробок очолював сам автор.

Мета і задачі дослідження: визначення впливу геологічних чинників на утворення літологічних і тектонічних екранів для покладів нафти і газу у відкладах карбону ДДЗ та удосконалення методики прогнозування неантиклінальних пасток вуглеводнів. Досягненню поставленої мети сприяло вирішення таких задач:

1. Вивчити умови осадонагромадження товщ карбону.

2. Створити седиментаційні моделі піщаних тіл.

3. Встановити зв'язок між характером седиментації в кам'яновугільному періоді та особливостями розподілу в розрізі карбону теригенних порід-колекторів і покладів вуглеводнів.

4. Дослідити вплив сили земного тяжіння на механізм формування розривних порушень осадового чохла.

5. Експериментально дослідити процес утворення диз'юнктивних порушень.

Об'єкт досліджень. Теригенні відклади карбону ДДЗ.

Предмет досліджень. Чинники формування літологічно і тектонічно екранованих пасток вуглеводнів у теригенних відкладах карбону ДДВ.

Методи дослідження: а) для літологічно екранованих пасток - кореляція розрізів свердловин за даними каротажу, літолого-фаціальне вивчення керна свердловин, структурні, палеогеоморфологічні і палеотектонічні побудови; б) для тектонічно екранованих пасток - геологічні аналогії будови осадових басейнів, експериментальне моделювання порушень, теоретичні розрахунки параметрів пасток вуглеводнів.

Наукова новизна одержаних результатів.

1. Виявлено, що літологічні екрани для пасток вуглеводнів формувалися здебільшого під час перехідного і синеклізного тектонічних режимів. Встановлено вперше.

2. Доведено, що в карбоні морський басейн заповнювався за схемою доцентрового нарощування відкладів з північного заходу на південний схід та від бортів до осі западини, що зумовило відповідну латеральну міграцію осадових формацій та переміщення зон максимальної концентрації вуглеводнів у продуктивних товщах карбону. Обгрунтовано вперше.

3. Встановлено, що, починаючи з пізньовізейського часу, на ділянках з великими швидкостями осадонагромадження формувалися гравітаційні дислокації. Вони представлені дугоподібними безкореневими скидами та структурними носами і вузькими асиметричними антикліналями, які утворилися внаслідок підвертання пластів під час сповзання блоків по дугоподібних площинах скидів. Розроблено вперше.

4. Визначено, що внаслідок впливу сили земного тяжіння в умовах тангенціального поперечного розтягнення ДДЗ над згідними розломами фундаменту в осадовому чохлі північного борту сформувалися скиди сколювання, над незгідними - відриву і сколювання. Скиди відриву негерметичні і не можуть утримувати нафтових і газових покладів, скиди сколювання - надійні екрани для вуглеводневих скупчень. Обгрунтовано вперше.

Обґрунтованість і достовірність наукових положень. Перші два з них базуються на висновках, отриманих за результатами комплексного вивчення палеотектонічними, палеогеоморфологічними, літофаціальними, сейсморозвідувальними методами особливостей геологічної будови та історії розвитку регіону і аналізу просторового розподілу вуглеводневих скупчень. Для цього проаналізовані геолого-геофізичні матеріали близько двох тисяч свердловин та особливості поширення понад 1800 покладів нафти і газу, використано геологічні аналогії з іншими нафтогазоносними регіонами. Третє і четверте положення доведені методом геологічних аналогій, теоретичними та експериментальними дослідженнями процесів формування і особливостей морфології розривних порушень, які зіставляються з характеристиками реальних розривів осадового чохла.

Наукове значення роботи. Отримані наукові результати дали змогу визначити осадові товщі, найперспективніші для утворення літологічно екранованих пасток вуглеводнів, а також виділити найбільш ймовірні ділянки їхнього поширення; визначити геоструктурні ситуації утворення тектонічних порушень осадового чохла різного генезису з неоднаковими екранувальними властивостями, що сприяє підвищенню об'єктивності прогнозування неантиклінальних пасток нафти і газу.

Практичне значення одержаних результатів. Теоретичні і методичні розробки автора стали основою для рекомендацій з вибору першочергових об'єктів пошукових і розвідувальних робіт на нафту і газ, планування їхніх обсягів, а також приростів запасів вуглеводнів на перспективних об'єктах. Вони використані в наукових обгрунтуваннях планів геологорозвідувальних робіт та приростів запасів нафти і газу в ДДЗ (Державна геологічна служба, 2000-2006 рр.). Впровадження рекомендації на пошуки і розвідку покладів вуглеводнів на східному крилі Абазівсько-Семенцівського структурного валу завершилося встановленням тектонічно екранованих газоконденсатних скупчень у відкладах серпуховського ярусу і відкриттям Макарцівського родовища (ДГП “Полтавнафтогазгеологія”, 1986). Використання методичних рекомендацій з коригування розривних порушень, виділених за матеріалами сейсморозвідувальних робіт, дало змогу обгрунтувати перспективні тектонічно екрановані пастки Рокитнянської, Аксютівської, Роганської, Чугуївської, Кочетівської, Тетлигівської структур. На двох з них уже виявлені газоконденсатні поклади (Східноукраїнська геологорозвідувальна експедиція, 2006). Розробка автора щодо гравітаційних тектонічних дислокацій в карбоні ДДЗ як нових об'єктів пошуків покладів вуглеводнів використана Технологічним центром ДГП “Укргеофізика” для планування обсягів сейсморозвідувальних робіт з метою пошуків тектонічно екранованих пасток нафти і газу у 2007 р. З урахуванням седиментаційних моделей автора закартовані прогнозні Західнояблунівська, Комаринська, Зв'язівська, Північнокрутьківська, Загребельська літологічно екрановані пастки, уточнені моделі пасток Комишнянського і Західнокошовійського газоконденсатних родовищ (Технологічний центр ДГП “Укргеофізика”, 2006). Методичні прийоми оконтурювання літологічно екранованих пасток дали змогу оптимізувати дорозвідку газоконденсатних покладів Волошківського, Рудівсько-Червонозаводського родовищ (ДГП “Чернігівнафтогазгеологія”, 1998). Розробки з прогнозування неантиклінальних пасток вуглеводнів сприяли оптимізації основних напрямків сейсморозвідки у північній та південно-східній частинах ДДЗ (ДП “Укргеофізика”, 1995). Методичні напрацювання автора втілені у рекомендаціях з прогнозування порід-колекторів та створення геологічних моделей неантиклінальних пасток вуглеводнів і в інших нафтогазоносних областях України, зокрема, Південносиваського газового родовища в АР Крим (ДГП “Кримгеологія”, 2005) і Північнобулганацького газового родовища на акваторії Азовського моря (ДАТ “Чорноморнафтогаз”, 2005). Аналогічні роботи виконані й поза межами України, зокрема, у Киргизстані для Майлісуйського та Східноізбаскентського нафтових родовищ (ВО “Киргизнафта”, 1989, 1990).

Особистий внесок здобувача. Основні теоретичні і методичні результати, які винесено на захист, отримані здобувачем особисто. Ідея, вибір методик і спрямованість теоретичних та експериментальних досліджень, аналіз отриманих результатів та їх узагальнення повністю належать дисертанту. Ініційовані автором роботи за темою дисертації виконувалися ним особисто або під його безпосереднім керівництвом у відділі методики розвідки і підрахунку запасів нафти і газу ЛВ УкрДГРІ. Особистий внесок у наукові праці, що написані у співавторстві, зазначено у списку опублікованих праць за темою дисертації.

Апробація результатів дисертації. Результати виконаної наукової роботи доповідалися на 3-й Всесоюзній конференції „Коллекторы нефти и газа на больших глубинах” (м. Москва, 1983), Всесоюзній нараді “Палеоморфология в нефтяной геологии” (м. Фергана, 1986), науково-технічних конференціях „Проблеми прискореного виявлення нових типів пасток і ресурсів нафти і газу в ДДЗ” (м. Чернігів, 1987), „Стан і перспективи розробки та впровадження пошуків неантиклінальних пасток” (м. Харків, 1988), Міжнародній конференції „Geodynamics of Pripyat-Dnieper-Donets and other late Paleozoic rift basins of the East European platform” (м. Київ, 1994), Міжнародній конференції „Геологічні і палеогеоморфологічні аспекти нафтогазоносності” (м. Київ, 1996), International conference and exhibition AAPG (Vienna, 1997), ХVI Карпато-Балканському геологічному конгресі (м. Відень, 1998), науково-практичних конференціях „Нафта і газ України” (м. Київ, 1994, м. Львів, 1995, м. Харків, 1996, м. Полтава, 1998, м. Івано-Франківськ, 2000), Міжнародній науковій конференції „Вторинні природні резервуари та неструктурні пастки як об'єкти істотного приросту запасів вуглеводнів в Україні” (м. Харків, 2006), III - VI Міжнародних конференціях з проблем геодинаміки і нафтогазоносності Чорноморсько-Каспійського регіону” (м. Гурзуф, 2001-2003, 2007), Міжнародній науково-технічній конференції „Прикладна геологічна наука сьогодні: здобутки та проблеми” (м. Київ, 2007), науково-технічних нарадах НАК „Нафтогаз України” з планування обсягів геологорозвідувальних робіт і приростів запасів нафти і газу (м. Яремча, 1999 - 2007).

Публікації. За темою дисертації опубліковано 58 робіт, з них 5 монографій, 23 статті у наукових виданнях, затверджених переліками ВАК України. Решта публікацій надруковані в інших виданнях, які в дисертаційній роботі не вказані.

Структура дисертації. Дисертація обсягом 325 сторінок складається із вступу, шести розділів, висновків та списку використаних джерел із 190 найменувань на 19 сторінках, 153 рисунків (67 на окремих сторінках) і 5 таблиць (три на окремих сторінках).

Автор щиро вдячний за участь в обговоренні положень роботи та результатів отриманих досліджень провідним фахівцям ЛВ УкрДГРІ: доктору геологічних наук В. О. Федишину (науковий консультант), докторам геолого-мінералогічних наук Т. С. Ізотовій, М. І. Галабуді, кандидатам геолого-мінералогічних наук В. М. Гаврилку, М. Я. Вулю, П. Ю. Лозиняку, кандидату геологічних наук М. М. Багнюку, старшому науковому співробітнику В. Г. Крейденкову, а також іншим працівникам - за допомогу в оформленні роботи.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

ОСОБЛИВОСТІ ГЕОЛОГІЧНОЇ БУДОВИ І НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ РЕГІОНУ

Уявлення про геологічну будову ДДЗ започаткували А. Д. Архангельський, М. Ф. Балуховський, І. Г. Баранов, В. Г. Бондарчук, В. К. Гавриш, Г. Н. Доленко, В. Б. Порфір'єв, В. Б. Соллогуб, С. І. Субботін, М. В. Чирвінська, Н. С. Шатський. З сімдесятих років минулого століття вивчення регіону продовжувалося Ю. О. Арсірієм, В. О. Бабадагли, Н. Я. Барановською, В. В. Гладуном, М. І. Галабудою, Й. М. Головацьким, А. А. Біликом, Г. І. Вакарчуком, В. О. Вітенком, І. В. Височанським, З. Я. Войцицьким, Є. С. Дворянином, І. І. Дем'яненком, М. П. Зюзькевичем, М. М. Здоровенком, В. А. Іванишиним, О. М. Істоміним, Б. П. Кабишевим, І. В. Карпенком, Б. І. Кельбасом, В. І. Кітиком, О. Ю. Лукіним, П. Т. Павленком, Н. Т. Пашовою, Є. І. Паталахою, І. С. Рослим, А. В. Чекуновим, П. М. Чепелем, П. Ф. Шпаком та ін.

ДДЗ входить до складу Прип'ятсько-Дніпровсько-Донецького авлакогену. Це кам'яновугільно-кайнозойська синекліза, сформована на пізньодевонському рифті. На розмитій поверхні архейсько-нижньопротерозойського кристалічного фундаменту залягає комплекс вулканогенних, теригенних, карбонатних і галогенних порід верхнього девону, карбонатно-теригенних ритмічно збудованих утворень карбону, карбонатно-теригенно-евапоритова товща пермі і карбонатно-теригенні формування мезозою і кайнозою загальною товщиною від 1,5 км на північному заході до 22 км на південному сході регіону.

Грабен обмежений північним і південним крайовими розломами. Вздовж простягання западини виділяють дві бортові й прибортові (північні та південні) зони і центральний грабен. Фундамент грабена східчасто занурюється у південно-східному напрямку. Його розміри близько 100 х 600 км. Осадовий чохол порушений дисгармонійною складчастістю, зумовленою галокінезом. Вона включає соляні вали, розділені прогинами субрегіонального простягання, окремі антикліналі і структурні носи. Монокліналі бортів западини порушені системою згідних і незгідних скидів, структурними носами і геміантикліналями, утвореними диференційованими рухами блоків фундаменту.

У стратиграфічному діапазоні від юрських до архейсько-протерозойських утворень виявлено 223 родовища нафти і газу, до складу яких входять близько2000 покладів. Більшість їх з основними запасами нафти і газу встановлена в антиклінальних пастках у відкладах карбону, причому майже 70 % розвіданих у регіоні запасів вуглеводнів належать нижньокам'яновугільній товщі. З нею пов'язується 60-65 % ресурсів нафти і газу. Промислові скупчення вуглеводнів виявлені у широкому інтервалі глибин - від 440 м у Співаківському до 6300 м у Перевозівському родовищах. Початкові видобувні запаси родовищ коливаються від 0,2 (Слов'яносербське) до 650 (Шебелинське) млн т умовного палива. Поклади нафти і газу переважно пластові склепінні, проте багато з них обмежені тектонічними і літологічними екранами. Поза антикліналями встановлені тектонічно (Огульцівське, Північноголубівське, Розумівське та інші родовища) і літологічно (Волошківське, Луценківське, Катеринівське та інші родовища) екрановані скупчення вуглеводнів; які становлять від загальної кількості виявлених покладів відповідно близько 6 % і 4%.

СТАН ПРОБЛЕМИ ФОРМУВАННЯ НЕАНТИКЛІНАЛЬНИХ ПАСТОК ВУГЛЕВОДНІВ

Істотну роль в утворенні неантиклінальних пасток вуглеводнів відіграють геотектонічні режими, залежно від яких серед флюїдоупорів виникають геологічні тіла порід-колекторів різноманітної морфології та генезису.

Формування відомих типів літологічно екранованих пасток нафти і газу зумовлено латеральним заміщенням теригенних порід-колекторів одновіковими непроникними породами. До першого типу відносяться літологічно замкнуті пастки, утворені заляганням серед непроникних порід: а) прибережних акумулятивних формувань - підводних валів, барів (родовища Бербанк, Оукдейл, Уейкіта у США), б) русел, дельт, конусів виносу палеорік (Нафто-Ширвінське родовище у Росії, Атабаска, Медісін-Рівер у Канаді, Мелстоун у США), в) підводних течій (Новозапрудненське, Зеленецьке, Губкінське родовища в Росії). Другий тип пасток пов'язаний з заміщенням пляжних пісковиків глинистими породами приморських боліт і озер у напрямку здіймання верств (родовища Рудівсько-Червонозаводське в Україні, Ромашкинське в Росії, Х'юготон-Панхендл у США). Базу для пошуків літологічно екранованих пасток вуглеводнів створили І. М. Губкін, Д. А. Буш, Ч. Е. Конібір, Ф. П. Шепард; у ДДЗ цей напрямок активно розвивали Ю. О. Арсірій, В. О. Бабадагли, Н. Я. Барановська, В. К. Гавриш, Б. П. Кабишев, І. В. Карпенко, С. Б. Ларін, В. П. Лебедь, О. Ю. Лукін та ін.

Тектонічне екранування вуглеводневих скупчень забезпечується щільністю контакту порід-колекторів з породами-флюїдоупорами по площинах порушень. Налічується чотири основні типи тектонічно екранованих пасток, у кожному з яких виділені підтипи згідних та незгідних скидів. Перший - пастки, утворені поєднанням скидів та структурних носів і розміщені у піднятих крилах згідних скидів (родовища Мерсі, Мей, Іст Мідуей у США) та опущених (родовища Розумівське в Україні, Патерсон у США, Гейзельберг в Австрії); у піднятих крилах незгідних скидів (родовища Боней у США, Офісіна у Венесуелі, Менхсрот у Німеччині). Другий тип пасток утворений скидами і геміантикліналями, розташованими в опущених крилах згідних скидів (родовище Салліванс Лейк у США) і піднятих - незгідних (родовища Юліївське в Україні, Мексіа, Нігер Крік у США). Пастки третього типу сформовані криволінійними скидами на монокліналях в опущених крилах згідних скидів (родовища Макарцівське в Україні, Рамінера в США) і піднятих - незгідних (родовища Мерседес у Венесуелі, Маунт-Пого, Персон у США). До четвертого типу віднесені пастки, утворені поєднанням поздовжніх і поперечних скидів на монокліналі в опущених крилах згідних скидів (родовища Північноголубівське в Україні, Східна Гуара у Венесуелі, Фрейт Маг у США) і піднятих - незгідних (родовища Пантер Ріф у США, Тукупіто у Венесуелі). Прогнозуванням тектонічно екранованих пасток нафти і газу в регіоні займалися Н. Я. Барановська, В. О. Вітенко, І. В. Височанський, В. К. Гавриш, М. І. Галабуда, Є. К. Гончаров, Б. П. Кабишев, А. Ф. Шевченко та ін.

Формування стратиграфічно екранованих пасток вуглеводнів пов'язано з кутовими незгідностями різновікових товщ. Відомі три їх типи. Пастки першого типу утворені перекриванням еродованих пластів-колекторів непроникною пачкою (родовища Ахтирсько-Бугундирське в Росії, Південний Агамишик у Казахстані, Монро в США). Другий тип пасток пов'язаний з трансгресивним приляганням пластів-колекторів зверху до поверхні розмиву, під яким залягають непроникні породи (родовища Старе Кала в Азербайджані, Лагунільяс у Венесуелі, Мідуей-Сансет у США). Третій утворений незгідним перекриттям ерозійних виступів палеорельєфу, складених породами-колекторами, непроникними відкладами (родовища Казанбулаг у Росії, Епко в США, Ауджила в Лівії, Білий тигр у В'єтнамі). Прогноз стратиграфічно екранованих пасток у ДДЗ здійснювали І. В. Височанський, М. І. Галабуда, В. Т. Кривошеєв, О. Ю. Лукін та ін.

Якщо наявність літологічно та тектонічно екранованих пасток вуглеводнів у ДДЗ не викликає сумнівів, то стратиграфічно екранованих пасток - досі не доведена. Для останніх необхідне перекривання пласта-колектора непроникними породами у місці його виходу на поверхню стратиграфічної перерви. Крім того, пласт-колектор повинен підстелятися і перекриватися надійними породами-покришками (М. І. Галабуда, І. В. Височанський, 1983). Ці умови не витримані щодо основних згідностей ДДЗ. У підошві регіональної покришки - глинистої пересазької товщі, яка перекриває поверхню передпермської незгідності, на значній території залягає пласт пісковиків і гравелітів. Він сприяє розгерметизації порід-колекторів середньокам'яновугільного віку, зрізаних передпермською перервою осадонагромадження. І. С. Рослий та А. Г. Демидьонок (1976) вважають, що в результаті переміщення нафти цим пластом утворився основний поклад Гнідинецького родовища у верхньому карбоні й пермі. Крім цього, невеликі за товщиною і літологічно невитримані глинисті пласти верхнього і середнього карбону, які підстеляють і перекривають піщані пласти-колектори, не можуть забезпечити екранування вуглеводневих скупчень на моноклінальних схилах, тому флюїди мігрують за регіональним здійманням верств. Аналогічна ситуація і з двома іншими регіональними перервами осадонагромадження - передвізейською та передбашкирською. Теригенні відклади турнейського ярусу, розкриті свердловинами у північно-західній і прибортових частинах ДДЗ, складені в основному пісковиками і алевролітами. Пласти аргілітів тонкі і невитримані у розрізі, тому на монокліналях не можуть утримувати вуглеводневі скупчення. Пласти-колектори серпуховського ярусу, які виходять на поверхню передбашкирської перерви в осадонагромадженні, теж не можна вважати перспективними для пошуків покладів вуглеводнів у стратиграфічно екранованих пастках, оскільки на значній території регіону в підошві башкирського ярусу залягає базальний піщаний пласт.

З огляду на викладене у даній роботі розглянуті аспекти прогнозування лише літологічно і тектонічно екранованих пасток вуглеводнів.

ОБГРУНТУВАННЯ ОБ'ЄКТА ДОСЛІДЖЕНЬ ДЛЯ ПРОГНОЗУВАННЯ ЛІТОЛОГІЧНО ЕКРАНОВАНИХ ПАСТОК ВУГЛЕВОДНІВ

Геодинамічні умови утворення літологічно екранованих пасток нафти і газу. Необхідною умовою їх формування є літологічна розчленованість розрізу, за якої теригенні породи-колектори екрануються за здійманням пластів непроникними глинистими відкладами. Таке співвідношення колекторів і флюїдоупорів виникає лише за певних умов седиментації. Бокові екрани для покладів нафти і газу могли утворитися тільки за стабільного формування відображених у палеорельєфі структурних елементів, які сприяли утворенню різних літотипів порід на сусідніх ділянках: з одного боку пісковиків, а з другого - аргілітів. Тому прогнозування літологічно екранованих пасток вуглеводнів повинно базуватися на результатах вивчення історії геологічного розвитку регіону.

У формуванні ДДЗ виділені досередньодевонський платформний, середньодевонський дорифтовий, пізньодевонський рифтовий, турнейсько-ранньовізейський рифтово-синеклізний, пізньовізейсько-серпуховський перехідний, башкирсько-ранньопермський і мезозойський синеклізно-платформний, кайнозойський платформний етапи (В. К. Гавриш та ін., з доповненнями, 1989).

Значні контрастність і різноспрямованість тектонічних рухів упродовж активних періодів розвитку регіону вплинули на швидку зміну континентальних і морських умов осадонагромадження, що разом з вулканічними проявами визначило надзвичайно строкату картину просторового розподілу літофацій. Інтенсивна трансформація палеорельєфів призводила до постійної міграції фацій, що не сприяло утворенню стабільних границь між ділянками поширення пісковиків та аргілітів. Це стосується найактивніших тектонічних фаз розвитку регіону, насамперед пізньодевонського рифтового етапу. Теригенний розріз верхнього девону складений тонкими невитриманими по площі пластами пісковиків та аргілітів, у якому частка пісковиків досягає 65-70 %. За такої будови глинисті пласти девону неспроможні надійно екранувати промислові поклади вуглеводнів, так само як і утворення турнейського ярусу, меншою мірою - нижньовізейського під'ярусу, сформовані в умовах рифтово-синеклізного тектонічного режиму. Тому вуглеводневі скупчення у згаданих відкладах в основному масивно-пластові (горизонт Т-1 Рибальцівського, Новотроїцького, Козіївського родовищ, горизонти Т-3 Руденківського та Т-1-2-3 Мачуського, Т і Д Яблунівського родовищ та ін.), зі значною висотою, наприклад 548-метровий газоконденсатний поклад горизонту Т Яблунівського родовища. Викладене свідчить про невелику ймовірність утворення літологічно екранованих пасток вуглеводнів у теригенних товщах верхнього девону і турне.

Особливістю відкладів, сформованих у континентальних умовах під час платформних тектонічних режимів у пізньому карбоні і ранній пермі, є значна розчленованість теригенних розрізів, домінування пісковиків (до 75-85 %). За наявності регіональної покришки у цих товщах в межах піднять теж сформувалися масивно-пластові поклади (горизонти Г-10-13 Машівського, Ведмедівського, Г-10-13, К-1-2 Західнохрестищенського, Г-11-13, А-2, Г-11-13 Гнідинецького родовищ та ін.). Поза антикліналями промислових покладів вуглеводнів, пов'язаних з літологічними екранами, не встановлено. З огляду на викладене пошуки літологічно екранованих пасток у відкладах верхнього карбону і пермі неперспективні.

Натомість найбільша ймовірність утворення літологічно екранованих пасток у товщах, які відкладалися впродовж перехідного і синеклізного тектонічних режимів. Постійне занурення території, переважно морські умови седиментації, диференціація уламкового матеріалу, пов'язана зі стабільним формуванням основних тектонічних елементів, сприяли акумуляції піщаних порід з протяжними границями їхнього заміщення глинистими відкладами. Крім того, в басейнах формувалися потужні глинисті пласти-флюїдоупори. За таких умов відклалися породи ХIIа мікрофауністичного горизонту (ХIIа м.ф.г.), що залягають у підошві верхньовізейського під'ярусу. У розрізі згаданої товщі 4-8-метрові пласти пісковиків не перевищують 30 %, вони розділені 25-30-метровими глинистими пачками. У напрямку здіймання верств пісковики часто заміщуються глинистими породами. Ці чинники сприяли утворенню літологічно екранованих пасток. З ними пов'язані газоконденсатні поклади горизонтів В-21-24 Волошківського, Рудівсько-Червонозаводського, Луценківського, Комишнянського та інших родовищ, запаси яких коливаються від 1 до 32 одиниць умовного палива (о.у.п.).

Внаслідок швидкого занурення грабена в карбоні у напрямку Донбасу западина поступово заповнювалася осадами з північного заходу на південний схід. Інтенсивне збільшення товщини нижньовізейських продуктивних горизонтів В - 26-27 зафіксовано у північно-західній частині Срібнянського прогину на ділянці Щурівської-Горобіївської площ. Зростання градієнтів товщин XIIа м.ф.г. простежується у південно-східній частині прогину, в районі Горобіївки-Свиридівки. Депоцентр решти відкладів верхнього візе знаходився в районі Харківців-Перевозівки. У серпуховський вік він змістився до Матвіївської площі, а в башкирський і московський - далі на південний схід. Таким чином, ДДЗ у карбоні заповнювалася осадами за схемою доцентрового нарощування у напрямку Донбасу та від бортів до осі западини. Відповідно зміщуються у просторі і формації згаданих товщ. Північно-західні їх частини належать до паралічної. Вона найбагатша за своїм літофаціальним складом і містить морські вапняки й аргіліти, алевроліти і пісковики річкових виносів та морського узбережжя, вугілля й аргіліти боліт, річкових стариць, заплав, пісковики та алевроліти алювіального та озерного походження. У перехідній формації, яка змінює у південно-східному напрямку паралічну і характеризується швидким зростанням товщин, континентальні породи відсутні. Вона складена пісковиками й алевролітами пляжів, барів, пересипів та річкових виносів у басейн, а також вапняками і глинистими породами відкритого моря. Морська формація, яка простягається далі на південний схід, представлена найбіднішим літофаціальним складом. Вона суттєво глиниста. Поміж аргілітів залягають тонкі пропластки алевролітів (рідше - дрібнозернистих пісковиків) морських течій та глинистих вапняків.

Кількість піщаних пластів у розрізі та їхні товщини найменші в утвореннях морської формації, дещо більші - паралічної і найбільші - перехідної. З останніми пов'язана нафтогазоносність відкладів: простежується тенденція до збільшення кількості покладів і запасів нафти і газу у зонах зростання товщин продуктивних комплексів. З омолодженням відкладів ділянка концентрації вуглеводнів зміщується у південно-східному напрямку. За цією схемою максимальна концентрація запасів у відкладах ХІІа м.ф.г. на ділянці від Волошківської до Перевозівської структур.

Особливості геологічної будови об'єкта досліджень. Товща для прогнозування літологічно екранованих пасток повинна бути генетично єдиним геологічним утворенням, сформованим впродовж одного тектонічного режиму. За геологічною будовою комплекс ХІІа м.ф.г. відрізняється від підстеляючої морської глинисто-карбонатної товщі ранньовізейського віку (ХІІІ м.ф.г.) та перекриваючих паралічних ритмічних утворень верхньовізейського під'ярусу (ХІІ м.ф.г.).

Відклади ХІІа м.ф.г. добре вивчені бурінням у північно-західній частині ДДЗ в районі Срібнянського прогину - синклінальної структури другого порядку з розмірами приблизно 30х50 км. Вона має плоску приосьову частину, крутіший південний і пологіший північний борти. Монокліналі бортів ускладнені невеликими структурними носами. У центральній частині Срібнянського прогину товщина ХІІа м.ф.г. перевищує 500 м. На бортах він конседиментаційно стоншується до повного виклинювання. Глибина залягання підошви ХІІа м.ф.г. зменшується від 6,0 км у центральній частині прогину до 4,6 км на його бортах.

Розріз ХІІа м.ф.г. складений пісковиками і аргілітами. У межах найбільш занурених ділянок зафіксовані скупчення кременистих голок радіолярій - порівняно глибоководних давніх істот. У нижній частині горизонту залягають бітумінозні аргіліти товщиною у декілька десятків метрів (рудівські верстви).

Середня товщина пластів порід-колекторів 2-5 м, максимальна - 23 м. У розрізі вони неоднорідні, складені в основному крупнозернистими алевролітами і дрібнозернистими, рідше дрібно-, середньозернистими пісковиками, у нижній частині товщі - з домішками гравію. Пісковики і алевроліти сірі міцно зцементовані, різною мірою глинисті слабокарбонатні. За мінеральним складом уламків відносяться до групи кварцових. Вміст польових шпатів досягає 10 % від об'єму породи, слюди (мусковіт, біотит) - не перевищує 1-2 %. Цемент складений глинистими мінералами груп каолініту і гідрослюди, значно рідше - карбонатними мінералами ізоморфного ряду доломіт-анкерит, кварцом. За кількісним співвідношенням з уламками в основному поширений поровий глинистий, значно менше - карбонатно-глинистий цемент, за взаємодією з ними - регенераційний кварцовий, корозійний. За значенням термальної зрілості, визначеної за показником відбивальної здатності вітриніту, породи належать до відкладів зі ступенем вуглефікації “Г” (за шкалою Донбасу), інколи “Ж”, тобто знаходяться на межі раннього і пізнього катагенезу. Тому пісковикам і алевролітам властиві значні постдіагенетичні структурно-мінералогічні перетворення. Уламки теригенних порід втратили первинну седиментаційну форму, контакти між окремими зернами конформні, інкорпораційні, інколи мікростилолітові.

З метою детальної стратифікації товщі ХІІа м.ф.г. за еталон взято розбивки розрізів свердловин на продуктивні горизонти (знизу догори В_23, В_22н, В-22в, В-21н, В-21в) Рудівської структури за Л. П. Кононенко, С. В. Онуфришин та І. М. Бабко. Далі послідовно від свердловини до свердловини з використанням комплексу ГДС і критичним урахуванням даних палеонтологічних досліджень за методом замкненого полігону здійснено детальне розчленування розрізу на продуктивні горизонти для розбуреної території западини.

Межі поширення комплексу встановлені за результатами аналізу даних буріння, сейсморозвідки та з урахуванням особливостей геодинаміки регіону в ранньому карбоні. Назагал вони збігаються з внутрішньорифтовими Барановицько-Астраханським і Прип'ятсько-Маницьким шовними розломами. У центральній частині ДДЗ, обмеженій поперечними Болтисько-Обоянським та Верхівцівсько-Льговським розломами, смуга поширення ХІІа м.ф.г. звужується, його межі тяжіють до приосьових розломів. У візейський вік тут існувала зона поперечного підняття, яке відображено і в сучасному структурному плані.

Відхилення меж поширення комплексу від простягання поздовжніх регіональних розломів встановлено на ділянках їхнього перетину з поперечними та діагональними розломами. У місці перетину Канівсько-Білопольського та Київсько-Гадяцького розломів утворилася зона прогинання, зміщена на південний захід від внутрішньорифтового Прип'ятсько-Маницького розлому. В ній сформувалися відклади ХІІа м.ф.г. В плані вона збігається з сучасним Лохвицьким та Чапаєвським прогинами. Такі ж зони занурення на території Жданівського і Крем'янківського прогинів зумовлені взаємодією Інгулецько-Брянського та Андрушівсько-Хорольсько-Розсошинського діагональних розломів, Заворсклянського і Кунцівського прогинів - Верхівцівсько-Льговського, Баштансько-Бєлгородського та двох діагональних Жмеринсько-Старобільських розломів.

Таким чином, північна границя ХІІа м.ф.г. протрасована з північного заходу на південний схід вздовж північного борту Срібнянського прогину, далі на схід північним крилом Анастасівсько-Липоводолинського валу, через Гадяцьку, на південь від Північнозіньківської, Більської структур, Котелевсько-Березівського валу, Кисівської і Коломацької структур. Південна межа комплексу простягається вздовж південного борту Срібнянського прогину, вклинюючись на територію південної прибортової зони на Білоусівській площі, далі вздовж південного борту Жданівського прогину, підніжжя Сорочинської монокліналі, південного борту Орданівського прогину з різким поворотом на південь в районі Мачуської та Горобцівської структур, а далі після огинання Руденківсько-Гнатівського та Новогригорівського куполів простежується зоною максимальних градієнтів ізогіпс сучасного структурного плану на північ від Мажарівської і Затишнянської структур.

Відклади ХІІа м.ф.г. у північно-західній частині регіону детально вивчені бурінням, ресурсний потенціал майже вичерпаний, тому відкриття нових родовищ зі значними запасами нафти і газу малоймовірне. На периферії Срібнянського і Північнопогарщинського прогинів виявлені поклади вуглеводнів з початковими запасами категорій А+В+С1 за даними державного балансу у кількості 3,7 млн т нафти, 49,7 млрд м3 газу і 12,5 млн т конденсату або 65,9 о.у.п. Об'єм порід ХІІа м.ф.г. Срібнянського та Північнопогарщинського прогинів становить близько 400 км3. Звідси щільність запасів вуглеводнів відкладів ХІІа м.ф.г. дорівнює 0,165 о.у.п. на один кубічний кілометр відкладів. За цим показником у породах басейнів Лохвицького, Жданівського, Ярошівського, Березоволуцького, Ярошинського, Грипенківського, Білоченківського, Малобудищанського, Малообухівського та північно-західної частини Шилівського прогинів міститься 177,3 о.у.п. Беручи до уваги запаси 43,0 о.у.п. вже виявлених покладів, можна сподіватися на відкриття в центральній частині ДДЗ родовищ з запасами вуглеводнів 134,3 о.у.п.

ПРОГНОЗУВАННЯ ЛІТОЛОГІЧНО ЕКРАНОВАНИХ ПАСТОК НАФТИ І ГАЗУ

Седиментаційні моделі піщаних тіл. Об'єктивність прогнозування літологічно екранованих пасток вуглеводнів визначається насамперед достовірністю трасування границь літологічного заміщення пісковиків непроникними породами. Товщина, розчленованість, пористість, глинистість піщаних пластів значною мірою контролюються умовами осадонагромадження. Процеси епігенетичних перетворень пісковиків теж певною мірою пов'язані з особливостями їхньої седиментації. Тому рекомендується прогноз порід-колекторів здійснювати на основі седиментаційних моделей - схем поширення піщаних тіл, складених з урахуванням їхнього генезису. Седиментаційні моделі створюються за результатами комплексного аналізу літофаціальних побудов та палеогеоморфологічних реконструкцій.

Літофаціальний аналіз дає змогу відтворити умови осадонагромадження відкладів. Для визначення фаціальних типів порід з кернів свердловин використано комплекс діагностичних ознак, встановлених за результатами вивчення порід середнього карбону в шахтах і природних відслоненнях Донецького басейну (В. А. Жемчужніков та ін., 1960, А. П. Феофілова та ін., 1963), власні спостереження автора за сучасним осадонагромадженням рівнинних рік, озер, боліт та інформація з літературних джерел.

Генезис порід визначався за результатами аналізу їхніх структурних і текстурних особливостей, контактів і переходів між пластами та прошарками порід, рослинних і фауністичних залишків, конкрецій, мінеральних включень, карбонатності тощо. За комплексом перелічених фаціальних ознак можна встановити умови осадонагромадження відкладів. Під час фаціальної інтерпретації керна свердловин бралася до уваги постійна міграція берегової лінії на території ДДЗ у кам'яновугільному періоді, яка зумовила закономірні латеральні і вертикальні, трансгресивні та регресивні ряди літофацій. Тому навіть окремий піщаний пласт може бути поліфаціальним не лише по площі, а й у розрізі.

Палеогеоморфологічний аналіз полягає у вивченні палеорельєфу. Методика його реконструкції вперше запропонована І. М. Губкіним (1913). Згодом вона була розширена та доповнена Г. А. Хельквістом (1953), R. Martin (1960, 1966), К. С. Масловим (1968), Г. А. Калєдою (1970), М. В. Пронічевою (1973) та іншими. З їхніх позицій метод реконструкції давнього рельєфу полягає в аналізі товщин відкладів, які компенсували його і є фактично зліпком з палеорельєфу. Для цього до підошви вирівняного до горизонтального положення реперного пласта вапняку чи аргіліту, який відкладався впродовж максимуму регресії на рівному дні мілководного шельфу, долучається інтервал підстеляючих порід до підошви піщаного пласта, що сформувався в умовах найбільшої розчленованості території під час максимуму регресії. Ділянки мінімальних товщин згаданого інтервалу вказують на підвищення палеорельєфу, а максимальних - на його зниження.

Рельєф та седиментація - дві складові процесу утворення породи. Практичний інтерес має встановлення закономірностей розподілу піщаних літофацій у давньому рельєфі. Геоморфологічна вираженість субаеральних і субаквальних структур, інколи навіть незначна, призводить до зміни динаміки водного середовища і суттєво позначається на складі осадів. Піщаний матеріал, що переноситься водними потоками з односпрямованою динамікою (ріки, їх дельти, стічні та морські течії), нагромаджується у зниженнях рельєфу. Піщані відклади вздовжберегових барів, пляжів, пересипів (хвильова динаміка водного середовища) формуються на уступах рельєфів, з якими пов'язані найстабільніші положення берегових ліній седиментаційних басейнів. З метою реконструкції умов осадонагромадження здійснено літофаціальний аналіз керна декількох десятків свердловин та відтворено пізньовізейські рельєфи північно-західної та центральної частин ДДЗ. Встановлено, що у фази регресій відклади ХІІа м.ф.г. нагромаджувалися у вузькій морській затоці, яка простягалася на південний схід від Тростянецької структури. На бортах і прилеглих до них прибортових частинах западини вони не зафіксовані - це був суходіл без ознак седиментації. Решту території прибортових частин займала заболочена озерно-алювіальна рівнина, що періодично затоплювалася морем. Протікаючи через рівнину, численні ріки (Гадяцька, Анастасівська, Слобідська, Щурівська, Білоусівська, Висачківська та інші) впадали в морський басейн. У прибережних його ділянках утворилися зони виносу піщаного матеріалу: Харківцівсько-Сарська, Андріяшівсько-Василівська, Горобіївсько-Савенківська, Луценківсько-Свиридівська, Яблунівська та інші. У центральній, найглибшій, частині басейну формувалися флішоїдні осади, представлені тонкоритмічним перешаровуванням аргілітів і алевролітів (район Солошинської структури).

Розломи, які простягалися у напрямку загального зниження палеорельєфів, відігравали суттєву роль у формуванні топографічних елементів і стимулювали утворення алювіальних палеодолин. Наприклад, Інгулецько-Брянський розлом сформував Слобідсько-Волошківську палеодолину, Канівсько-Білопольський - Перекопівсько-Андріяшівську, Болтисько-Обоянський - Гадяцьку. Багато пізньовізейських рік текли з бортів западини у грабен через своєрідні структурні затоки, утворені вклинюванням грабена в борти (Колядинську, Заруднянську, Синівську - в межах північного борту та Каплинцівську, Крем'янківську - південного).

На утвореннях глинисто-карбонатної нижньовізейської плити у приосьовій частині западини в умовах перехідного тектонічного режиму в недокомпенсованому басейні відкладалися глибоководні глини рудівських верств (горизонт В-23). В процесі формування горизонту В-22н у прибережній зоні з'явилися дискретні річкові виноси. Надалі інтенсивність занурення приосьової частини западини поступово знижувалася, басейн почав швидко заповнюватися теригенним матеріалом. Площа осадонагромадження кожного молодшого за віком горизонту збільшувалася, тому в напрямку до найглибшої приосьової частини западини стратиграфічна повнота розрізу ХІІа м.ф.г. зростала з появою нових горизонтів. Від місць розвантаження давніх рік піщаний матеріал транспортувався хвилями і регіональною течією вздовж берегів у південно-східному напрямку, оскільки величезний об'єм вод численних палеорік, які впадали у вузьку Дніпровську палеозатоку, перетікав до Донецького палеобасейну. Повна компенсація пізньовізейського басейну завершилася на початку формування відкладів ХІІ м.ф.г. (горизонт В_20), що зумовило чітку трансгресивно-регресивну ритмічність розрізу і плащоподібне поширення піщаних літофацій.

Встановлені певні взаємозв'язки між морфоструктурами морського дна палеобасейну, розподілом товщин піщаних порід та їх пористістю. Седиментаційні моделі відкладів ХІІа м.ф.г. свідчать, що піщаний матеріал акумулювався у прибережних зниженнях моря - у зонах виносів рік і на боковій периферії цих виносів (формування вздовжберегових течій і намивів хвиль). Пісковики з найвищою пористістю утворилися у прибережній зоні на підвищеннях палеорельєфу, до центру басейну та суходолу пористість порід швидко зменшується.

Екранувальні властивості порід-покришок рекомендується оцінювати експериментальним методом за результатами визначення перепадів тисків прориву газу - такої різниці тисків на протилежних кінцях взірця породи, за яких газ здатний витіснити рідину з пор найбільшого радіуса. Результати проведених експериментів підтверджують, що глинисті товщі ХІІа м.ф.г. є надійними покришками - переважна їх більшість відноситься до групи флюїдоупорів найвищих категорій А і В за А. А. Ханіним (1973). Перепади тисків прориву газу впоперек нашарування порід змінюються від 28 до 110 МПа, вздовж - від 5 до 25 МПа.

Про високу якість покришок ХІІа м.ф.г. як у розрізі, так і за простяганням пластів свідчить і той факт, що вони здатні екранувати газоконденсатні поклади значної висоти: на Рудівсько-Червонозаводському родовищі покришкою з перепадом тиску прориву газу 28 МПа утримується вуглеводневе скупчення висотою 246 м (горизонт В-22). Для порівняння можна зауважити, що приблизно такої ж висоти поклад верхньовізейського горизонту В-16б Котелевського родовища екранується покришкою з перепадом тиску прориву газу 30 МПа; аргіліти зі значенням цього параметра від 9,7 до 50 МПа утримують газоконденсатний поклад висотою 589 м у верхньовізейських горизонтах В-15-16 Глинсько-Розбишівського родовища.

Методика і приклади прогнозування літологічно екранованих пасток нафти і газу. За результатами комплексного аналізу матеріалів сейсморозвідувальних робіт, літофаціального вивчення керна та палеогеоморфологічних побудов пропонується така послідовність картування літологічно екранованих пасток вуглеводнів.

1. Вибір об'єкта досліджень за результатами аналізу просторового розміщення покладів та тектонічних режимів формування продуктивних товщ.

2. Детальна кореляція вибраної товщі за даними ГДС.

3. Визначення особливостей зміни товщин та границь поширення товщі і її складових - продуктивних горизонтів за даними буріння та сейсморозвідувальних робіт.

4. Прогнозування зони максимальної концентрації вуглеводнів.

5. Створення седиментаційних моделей піщаних тіл за результатами фаціальних досліджень та палеогеоморфологічних побудов.

6. Встановлення особливостей осадонагромадження піщаних порід за результатами вивчення розподілу їхніх товщин у палеорельєфах.

7. Визначення положення берегової лінії палеобасейну та розміщення конседиментаційних палеоструктур в його прибережній частині за результатами палеогеоморфологічних побудов з використанням даних буріння та сейсморозвідувальних робіт.

8. Оконтурювання ділянок виносу палеорік у прибережну частину палеобасейну, визначення напрямків і віддалі перенесення уламкового матеріалу вздовж берегової лінії.

9. Прогнозування піщаних тіл у межах прибережних морфоструктур з урахуванням встановленого характеру розподілу товщин пісковиків у палеорельєфах.

10. Оцінка екранувальних властивостей порід-покришок, особливо вздовж їх нашарування, за результатами лабораторних досліджень.

11. Трасування границь літологічного заміщення порід-колекторів непроникними глинистими породами.

12. Побудова (коригування) структурних поверхонь продуктивної товщі за даними буріння і сейсморозвідувальних робіт.

13. Аналіз нафтогазоносності відкладів за даними випробування свердловин.

14. Виділення імовірних пасток вуглеводнів; визначення контурів прогнозних покладів нафти і газу.

15. Обґрунтування підрахункових параметрів та оцінка запасів вуглеводнів прогнозованих покладів.

16. Розміщення пошукових та розвідувальних свердловин.

17. Оцінка економічної доцільності розробки вірогідних покладів вуглеводнів.