Формування та критерії нафтогазоносності вуглеводневих вкупчень західного нафтогазоносного регіону України

Беручи до уваги викладене стосовно вертикальної міграції флюїдів, пропонуємо такі додаткові критерії нафтогазоносності (нагадаємо, основними є структура, колектор, пастка) для територій Західного регіону.

Найбільш універсальним критерієм для прогнозування покладів виявилися склад водорозчинних газів і тиск їхнього насичення. У напрямку до покладу азотно-метанові гази змінюються суттєво метановими та вуглеводнево-метановими, а значення тиску насичення наближається до пластового тиску. За складом водорозчинних газів можна прогнозувати тип флюїду в покладі: газовий, газоконденсатний чи нафтовий.

Критерієм нафтогазоносності є наявність водорозчинних органічних речовин нафтового походження - бітумів, фенолів, вуглеводнів, нафтенових кислот тощо. Вони проявляються у вигляді дифузійних ареалів розсіювання, а їхній вміст зростає в міру наближення до покладів від фонових до підвищених у декілька разів значень.

Ще одним критерієм для оцінки перспектив нафтогазоносності відкритих територій є природні нафтогазопрояви як відображення покладів, що існують на глибині. Проте цей критерій слід застосовувати з урахуванням деталей геологічної будови окремих ділянок Карпат, адже витоки вуглеводнів на денну поверхню можуть бути суттєво зміщеними в плані від їхніх глибинних джерел.

Як критерій нафтогазоносності може бути використана присутність конденсаційних вод, а також їхня суміш із пластовими водами.

Решта ознак для прогнозування покладів вуглеводнів є менш надійними, тому їх можна вважати побічними ознаками нафтогазоносності.

Для існування покладів необхідна їхня дислокація поза зоною активного водообміну, тобто гідрогеологічна закритість надр. Це передбачає невеликі швидкості пластових вод, їхню високу мінералізацію, ступінь метаморфізації, хлоркальцієвий тип вод.

До побічних ознак нафтогазоносності ще можна віднести безсульфатність вод, а також їхнє збагачення гідрокарбонатами.

Імовірними індикаторами вуглеводневих скупчень є сульфіди цинку, свинцю, міді в породах.

І найменш інформативним для пошуків покладів нафти і газу є збільшення концентрації мікроелементів (йоду, брому, амонію, кремнію, радію, стронцію, рідкісних лужних елементів) у пластових водах.

Обґрунтування перспективних об'єктів для пошуків нових родовищ нафти і газу. Прикладом такого обґрунтування вибрана мезозойська та палеоген-неогенова частини розрізу під насувом Покутсько-Буковинських Карпат. Це одна з найбільш перспективних на нафту і газ ділянок у межах Заходу України. Її ресурси оцінюються в 270 млн т нафти. Нафтові родовища - Лопушнянське в Україні та Фрасин на території Румунії - доводять наявність тут покладів нафти, а проведені сейсморозвідувальні, пошуково-розвідувальні та науково-тематичні дослідження дали змогу отримати загальне уявлення про геологічну модель ділянки.

Сейсморозвідувальними роботами виявлена низка перспективних структур: Лопушнянська, Таталівська, Роженська, Петровецька, Шурдинська, Дихтинецька, Путильська, Яблунівська, Федьковицька, Лустунська, Загулівська, Плосківська, Селятинська, Ходкевицька, Устеріцька, Стайківська. Серед них Лопушнянська, Таталівська, Роженська, Путильська, Стайківська, Петровецька підготовлені до глибокого буріння (рис. 5). На останній 2020 року проведено переінтерпретацію сейсмічних матеріалів із врахуванням даних буріння.

Геологічна модель автохтонних відкладів Покутсько-Буковинських Карпат базується на сейсмоструктурних побудовах по горизонту відбиття J (покрівля юри). За цими даними, автохтон по системі східчастих розломів Карпатського простягання занурюється в південно-західному напрямку. Крім того, він розбитий поперечними розломами, які у взаємодії з поздовжніми зумовлюють блокову будову мезозойської основи. Уздовж східчастих розломів простягаються п'ять смуг антиклінальних складок.

Двома десятками свердловин вивчені Таталівсько-Лопушнянська і Роженсько-Бісківсько-Петровецько-Стайківська смуги антиклінальних складок, які простягаються відповідно вздовж Надвірнянсько-Лопушнянського та Шипітського розломів амплітудою 200-500 м. До першої смуги приурочене Лопушнянське родовище. Лопушнянська структура займає найвище гіпсометричне положення. У відкладах палеогену, крейди та юри встановлені нафтові поклади. На Роженській, Таталівській, Бісківській і Петровецькій площах промислових припливів нафти не отримано; вважається, що свердловини пробурені не в оптимальних структурних умовах. Фахівцями ЗУГРЕ 2020 р. з урахуванням даних буріння на Петровецькій структурі здійснена переінтерпретація сейсмічних матеріалів з метою коригування структурних побудов і подальшого пошукового буріння силами ПАТ «Укргазвидобування».

Рис. 5 Прогнозна структурна карта по горизонту відбиття J у покрівлі рава-руської світи юри Покутсько-Буковинських Карпат, за Ю. З. Крупським, М. М. Андрейчуком, В. Є Шлапінським, Я. Г. Лазаруком: 1 - свердловини; 2 - ізогіпси по горизонту відбиття J, м; 3 - регіональні розломи; 4 - тектонічні порушення; 5 - прояви нафти; 6 - нафтогазопрояви; 7 - прояви бітуму; 8 - породи із запахом вуглеводнів

Але який об'єкт із півтора десятка прогнозованих структур вибрати першочерговим? Пошукове буріння на об'єкти платформного автохтону під насувом Покутсько-Буковинських Карпат пов'язане з великими ризиками і високою вартістю геологорозвідувальних робіт, адже відклади юри прогнозуються на глибинах приблизно 6,5 км. Тому підготовка об'єктів повинна бути комплексною і ретельно спланованою. Насамперед необхідно виконати стандартний пакет досліджень: високоточну гравіта магніторозвідку, а також сейсморозвідку за методикою 3D для деталізації геологічних моделей антиклінальних піднять. А відтак оцінити структури за критеріями нафтогазоносності, які запропоновані в цій статті.

Пропонуємо звернути увагу на крайню південно-західну низку структур ділянки, а саме: Хоткевицька-Дихтинецька-Яблуницька-Путильська-Плоскинська. Із рис. 4 видно, що вони розташовані в зоні поширення вуглеводневих водорозчинних газів - це один з найважливіших допоміжних критеріїв нафтогазоносності. У цій зоні відомі десятки родовищ, в основному нафтогазових.

На невеликій відстані на південний захід від згаданих структур у зоні Кросно під насувом Чорногорської зони в палеогенових відкладах виявлено Гринявське газоконденсатне родовище. Його підземні води гідрокарбонатнохлоридного кальцієво-натрієвого складу з мінералізацією 36 г/л і вмістом мікроелементів: NH₄ -10; J - 5,3; Br - 33,1; Li - 1,9; Rb - 0,6; Cs - 0,3; Sr - 2,7 мг/л, що свідчить про зону застійного водообміну і перспективи нафтогазоносності. Тому для мезозойських відкладів ми цілком обґрунтовано можемо допускати гідрогеологічну закритість надр, адже вони знаходяться під основним насувом, по якому переміщений алохтон Карпат. Герметичність площин насувів не викликає сумнівів, що доведено відкриттям численних покладів нафти і газу в межах Бориславсько-Покутської зони.

Н. Я. Радковець зі співавторами (Radkovets et al., 2016) запропонували схему міграції вуглеводнів з південного заходу на північний схід до утворень платформного автохтону під насувом Карпат по площинах насувів.

Над низкою структур Хоткевицька-Дихтинецька-Яблуницька-Путильська-Плоскинська зафіксовані численні поверхневі витоки нафти з корінних та четвертинних порід, плівки нафти на воді, бітумінозність порід, запах нафти й нафтопродуктів у породах і виділення горючого газу. На думку В. Є. Шлапінського, це є свідченням вуглеводневих покладів на глибині: вуглеводні мігрують з автохтону Карпат через породи флішового комплексу, проте не утворюють у ньому значних скупчень через відсутність пасткових умов, в основному порід-покришок (Шлапінський, 2017).

На території досліджень виявлений підвищений вміст сульфідів металів (див. рис. 4), що теж є пошуковою ознакою родовищ вуглеводнів.

Отже, із майже двох десятків виявлених сейсморозвідкою структур у мезозойському комплексі під насувом Покутсько-Буковинських Карпат ми вибрали декілька, які відповідають додатковим критеріям нафтогазоносності. Імовірно, пастки заповнювалися вуглеводнями, що мігрували з глибин у північно-східному напрямку під поверхнею насуву Карпат.

Рекомендуємо до буріння свердловину на Яблуницькій або Дихтинецькій структурі із проєктною глибиною 6300-6400 м. З усіх виявлених структур вони володіють значними ресурсами нафти, залягають найближче до поверхні, найменше порушені розломами. Ресурси Яблуницької структури визначені нами в 21,7 млн т нафти, Дихтинецької - 39,1 млн т нафти. Свердловиною можна оцінити промислову нафтогазоносність палеогену і верхньої крейди та з'ясувати доцільність підготовки до пошукового буріння інших структур Покутсько-Буковинської частини Карпат.

Висновки

За результатами комплексного аналізу різних геологічних чинників, окрім основних факторів нафтогазоносності - структура, колектор, покришка, запропоновані додаткові критерії. У напрямку до покладу азотнометанові гази змінюються суттєво метановими та вуглеводнево-метановими, а значення тиску насичення наближається до пластового тиску. Показником нафтогазоносності є водорозчинні органічні речовини нафтового походження - бітуми, феноли, вуглеводні, нафтенові кислоти тощо, а також присутність конденсаційних вод чи їхня суміш із пластовими водами. Імовірними індикаторами вуглеводневих скупчень є сульфіди цинку, свинцю, міді в породах. Для існування покладів необхідна гідрогеологічна закритість надр - невеликі швидкості пластових вод, їхня висока мінералізація, ступінь метаморфізації, хлоркальцієвий тип вод. Критерієм для оцінки перспектив нафтогазоносності відкритих територій є природні нафтогазопрояви як відображення покладів, що існують на глибині. Показано приклад обґрунтування пошукових об'єктів за критеріями нафтогазоносності у платформному автохтоні під насувом Покутсько-Буковинських Карпат.

Література

1. Басков, Е. А. (1983). Основы палеогидрогеологии рудных месторождений. Ленинград: Недра.

2. Галий, С. А., & Курило, М. В. (1984). Типоморфные особенности минералов в условиях формирования Трускавецкого свинцово-цинкового месторождения. В Геология Советских Карпат: доклады советских геологов на ХІІ конгрессе Карпато-Балканской геологической ассоциации (с. 36-46). Киев: Наукова думка. Доленко, Г. Н. (1990). Геология и геохимия нефти и газа. Киев: Наукова думка. Доленко, Г. Н., & Милославская, В. П. (1982). О микроэлементах в подземных водах нефтегазоносных провинций Украины (на примере Предкарпатья и Крыма). В Гидрогеология нефтегазоносных провинций (с. 112-120). Киев: Наукова думка. Іванюта, М. М. (Ред.). (1998). Атлас родовищ нафти і газу (Т. 1-6). Львів: Центр Європи. Колодий, В. В. (1975). Подземные конденсационные и солюционные воды нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. Киев: Наукова думка.

3. Колодий, В. В., & Колодий, И. В. (2005). Гидрогеологические свидетельства миграции нефти и газа и формирование их залежей. В Фундаментальные проблемы нефтегазовой гидрогеологии: материалы Международной конференции, посвященной 80-летию А. А. Карцева (с. 100-104). Москва: ГЕОС.

4. Колодій, В. В., Бойко, Г. Ю., Бойчевська, Л. Т, Братусь, М. Д., Величко, Н. З., Гарасимчук, В. Ю., Гнилко, О. М., Даниш, В. В., Дудок, І. В., Зубко, О. С., Калюжний, В. А., Ковалишин, З. І., Колтун, Ю. В., Копач, І. П., Крупський, Ю. З., Осадчий, В. Г., Куровець, І. М., Лизун, С. О., Наумко, І. М.,... Щерба, О. С. (2004). Карпатська нафтогазоносна провінція. Львів; Київ: Український видавничий центр. Шлапинский, В. Е. (1989). Геохимические аномалии Складчатых Карпат и их связь с нефтегазоносностью. В Проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых Запада Украинской ССР: тезисы докладов республиканской конференции (6 октября 1989 г.) (Т. 3, с. 77-78). Львов: Львовский полиграфиздат. Шлапинский, В. Е. (2003). Прямые и непрямые признаки нефтегазоносности Украинских Карпат как новые критерии её оценки. В Новые идеи в науках о Земле: VI Международная конференция (Т. 1, с. 277). Москва.

5. Шлапінський, В. (2012). Деякі питання тектоніки Українських Карпат. Праці Наукового товариства імені Шевченка. Геологічний збірник, 30, 48-68. Шлапінський, В. Є. (2017). Перспективи нафтогазоносності ділянки ВерховинаЯблуниця. Геологія і геохімія горючих копалин, 1-2(170-171), 187-188.

6. Radkovets, N. Ya., Kotarba, M. J., Koltun, Yu. V, Kowalski, A., Rosakowski, P., & Wieclaw, D. (2016). Origin and migration of oil from the Ukrainian Outer Carpathians to their Mesozoic basement: the case of the Lopushna traps. Geological Quarterly, 60(1), 133-148. http://dx.doi.org/10.7306/gq.1256

Размещено на Allbest.ru