Днепрово-Донецкий нефтегазоводоносный мегабассейн

Введение

Днепровско-Донецкий нефтегазоносный бассейн приурочен к одноименной впадине. С юго-запада впадина ограничена Украинским, с северо-востока Воронежским кристаллическими массивами. На северо­западе Днепровско-Донецкий бассейн Брагинским выступом фундамен­та отделяется от расположенного западнее Припятского бассейна, на юго-востоке он ограничен Донецким складчатым сооружением. Общая площадь бассейна около 100 км2.
Степень изученности бассейна всеми видами работ неравномерна. К началу 90-х годов детальной сейсморазведкой изучено 30 % перспективной территории Белорусии и 35 % Украины. В Днепровском грабене слабо изучена девонская часть разреза. К началу 80-х годов плотность бурения в среднем составляла 87 м/км2. Наиболее детально изучены верхнекаменноугольно-нижнепермские и нижне-среднекаменоугольные отложения. К середине 90-х годов прошлого века в бассейне известно более 210 месторождений.
Судя по данным, опубликованным в 2004 г. в последние годы на северном борту Днепровско-Донецкого грабена на 7 месторождениях выявлены промышленные залежи нефти, газа и конденсата в кристаллических породах фундамента (в коре выветривания и зонах разуплотнения).
На территории Днепрово-Донецкого нефтегазоносного бассейна большинство месторождений нефти и газа размещается в северной части. Большая часть залежей приурочена к карбонатным резервуарам подсолевого и межсолевого комплексов. Залежи пластовые, сводовые, а также массивные и литологически или тектонически экранированные. Нефти подсолевого комплекса, как правило, более легкие и менее сернистые, чем в межсолевом комплексе. Попутный газ состоит на 95-99% из УВ. Газонасыщенность нефтей растет с глубиной, достигая 550 м3/т.
Подземные воды продуктивной толщи девона в подсолевых и межсолевых отложениях находятся в условиях весьма затрудненного водообмена, причем такой режим установился уже на ранних этапах развития продуктивного комплекса. Этому способствовало быстрое погружение осадков в периоды формирования водоупорных соленосных толщ, которые изолировали нижележащие водоносные горизонты от влияния инфильтрационных вод во время континентальных перерывов. В изолированном водоносном комплексе межсолевых и подсолевых отложений девона преобладал элизионный режим с высокими палеонапорами в районах максимального погружения осадков и перемещением флюидов в сторону более низких палеонапоров на приподнятых участках. Поскольку нефтепроизводившие породы представлены глинистыми и глинисто-карбонатными осадками в разрезе самой девонской толщи, последняя может рассматриваться с точки зрения процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления как автономный комплекс, в котором формирование залежей происходило в результате ограниченной по дальности внутрирезервуарной миграции УВ.


Гидрогеологические условия нефтегазоносной области

В многопластовом осадочном разрезе Днепровско-Донецкой впадины выделяют четыре гидрологических этажа: покровный, верхне­пермско-мезозойский, девонско-каменноугольно-нижнепермский и подсолевой протерозойско-нижнепалеозойский (рис. 44).

Водоносность пород фундамента изучена на площадях, примыкающих к Украинскому и Воронежскому кристаллическим массивам, где они залегают неглубоко от поверхности. Воды заключены в трещинах выветривания и тектонических трещинах магматических пород. Водообильность зависит от степени их трещиноватости: на отдельных участках с повышенной трещиноватостью дебиты скважин превышают 240 м3/сут.
Подсолевые отложения среднего девона характеризуются низкой водообильностью, дебиты скважин от 2 до 30 м3/сут. Исключение составляет Пирятинская площадь, где скв. l вскрыла отложения с дебитом 1087 м3/сут. Еще более низкой водообильностью характеризуются межсолевые и верхнесолевые девонские отложения: дебиты скважин - 0,2-l l м3/сут и только на отдельных площадях (Клайдинская и др.) достигают 30 м3/сут. В нижнекаменноугольных образованиях водовмещающими породами служат прослойки трещиноватых известняков и песчаников, залегающих в толще аргиллитов и глинистых сланцев. Коллекторские свойства водовмещающих пород неоднородны, в связи с этим дебиты скважин колеблются в широких пределах - от 2,8 м3/сут (площадь Михайловская) до 280 м3/сут (площадь Прилуки). Водообильность пермских отложений также невысокая: дебиты скважин редко превышают 30 м3/сут.
Анализ гидродинамических схем, проведенный Л. П. Шваем, показывает, что основной областью питания водоносных горизонтов палеозоя Днепровского грабена является южный склон Воронежского массива. Движение вод в грабене направлено с севера на юг. Областью разгрузки служит южная зона ступенчатых дислокаций. Прослеживается переток вод из Припятского бассейна в Днепровско­Донецкий через Черниговско-Брагинский выступ фундамента. На существование перетока указывает и В. А. Терещенко (1966 г.), который считает, что областью питания пластовой системы региона кроме Воронежского массива служит северо-западный склон Украинского щита северо-западнее г.Канева. Движение вод направлено от склонов массивов к центральным частям впадины, а в самой впадине - на юго-восток. Основная область разгрузки - долина Днепра на участке l Кременчуг-Павлоград. Для северной части Донецкого складчатого сооружения областью разгрузки, по данным Ю. С. Застежка (1963г.), является долина р. Северный Донец. Скорость перемещения вод незначительна и составляет, по В. . Терещенко, единицы сантиметров в год. По данным Л. П. Швая, скорость движения вод в отложениях триаса - верхнего карбона изменяется от 0,3 до 1,5-2 м/год.
Указанные особенности динамики вод, очевидно, справедливы лишь для верхних горизонтов мезозойско-кайнозойских отложений и, возможно, для водоносных горизонтов верхнекаменноугольно-нижнепермской толщи. В средненижнекаменноугольных, девонских и нижележащих отложениях, по-видимому, существует элизионный режим: движение вод, как считает М. И. Суббота, направлено от наиболее прогнутых частей бассейна к его бортам и вверх по локальным очагам разгрузки.
Воды палеозойских отложений преимущественно хлоридно-кальциевоrо типа. Исключение составляет зона активного водообмена, где развиты воды сульфатно- и гидрокарбонатно-натриевоrо типов. Минерализация вод увеличивается от склонов кристаллических массивов к центральной части бассейна и вдоль центральных частей с северо­запада на юго-восток до 300-350 г/л. В этом же направлении растет степень метаморфизма вод (рис.45), снижается их сульфатность, увеличивается содержание брома и йода.
Воды мезозойских горизонтов менее минерализованные. В триасовых отложениях воды преимущественно хлоридно-кальциевого типа с минерализацией до 150 г/л, в юрском водоносном комплексе в цент­ральной части впадины воды также хлоридно-кальциевого типа, но с меньшей минерализацией - до 100 г/л. В прибортовых частях впадины воды гидрокарбонатно-натриевого, реже сульфатно-натриевого типа с минерализацией до 20 г/л.
Состав растворенных газов изменяется от метанового до азотного. Азотные газы выявлены на Брагинско-Черниговском выступе фундамента в северо-западной части Днепровского грабена, по склонам Украинского и Воронежского кристаллических массивов. Метаново-азотные и азотно-метановые газы распространены в водах на северо-западе Днепровского грабена и в виде неширокой полосы вдоль его бортовых уступов. Такие же газы встречены в водах отложений верхнего карбона - нижней перми в центральной осевой части Днепровского грабена. Метановые газы характерны для юго-восточной части грабена. Зональность в составе газов прослеживается и по разрезу. Метановые газы вверх по разрезу уже в водах верхнекаменноугольно-нижне­пермских отложений даже в наиболее погруженной части Днепров­ского грабена сменяются азотно-метановыми и метано-азотными.
-156210865505Газонасыщенность вод палеозойских отложений изменяется от 10 до 1800 см3 /л, возрастая к центральным районам бассейна Упругость газов изменяется от 0,07 до 3,9 МПа, возрастая также от окраин бассейна к центру и с глубиной. Коэффициент насыщенности вод газами колеблется в широких пределах. Для зоны азотных газов средние величины его составляют 0,01-0,25, метановых 0,2-0,96, смешанных 0,13-0,19. В ряде случаев отмечается предельная насыщенность вод газами в зоне развития метановых газов

.
В водорастворенных газах вокруг газовых залежей содержится в основном метан, на долю его гомологов приходится 3-5%. В водах газонефтяных залежей газы содержат тяжелых УВ до 12% (Бельское, Глинско-Розбышевское месторождения), нефтяных - до 50%. В газах вод непродуктивных отложений содержится в основном азот. Вблизи контура нефтегазоносности отмечается максимальная насыщенность пластовых вод УВ. По мере удаления от контура концентрация и упругость водорастворенных газов уменьшается. Это явление наблюдается на Спиваковском, Шебелинском, Глинско-Розбышевском, Рыбальском, Перещекинском и других месторождениях. Так, на Спиваковской площади в скв. 14, находящейся в 200 м от контура газоносности, газонасыщенность вод равна 2200 см3/л, а в скв. 9 в 1000 м от контура - 1000 см3/л. С удалением от контура газоносности уменьшается содержание УВ и увеличивается доля азота. Вместе с газонасыщенностью вод снижаются упругость и коэффициент насыщенности вод газами, которые по скв. 14 соответственно равны 6,28 и 0,9 МПа, а в скв. 9-1,68 и 0,19 МПа.
Влияние залежей на газоносность вод прослеживается и в вертикальном разрезе. Так, на Гнединцевской площади в скв. 22 ( 1784- 1790 м) непосредственно над залежью содержание метана составило 23,6%, его гомологов 69,9% и азота 6,4%. В поверхностных водах над залежью отмечены лишь следы тяжелых УВ, где средняя величина их, по В. А. Гальченко (1968 г.), не превышает 5,17-10- 4 см3/л. Влияние залежи на подземные воды в вертикальном разрезе по Гнединцевской площади распространяется на 300 м, а по Северо-Голубовской - на 200 м.
Температура пород в пределах Днепрово-Донецкого бассейна закономерно возрастает от его бортовых частей к наиболее погруженным зонам. Максимальная температура (145° С) зафиксирована в скв. 200 на глубине 4500 м на Шебелинской площади. Относительно пониженной температурой характеризуются недра Брагинско-Черниговского выступа фундамента и бортовых частей Днепропетровского грабена, повышенной - юго-восточной части Днепровского грабена и зоны сочленения его с Донецким складчатым сооружением. Относительно охлажденные зоны совпадают с областями древней или современной инфильтрации.
Месторождения нефтегазоносного бассейна

Шебелинское газовое месторождение расположено в зоне сочленения Днепровского грабена с Донецким складчатым сооружением и приурочено к крупной брахиантиклинальной складке северо-западного простирания. Размеры складки по нижнеангидритовому горизонту (изогипса 2240 м) составляют 29х10 км. Со всех сторон складка ограничена глубокими прогибами, по отношению к которым ее ампли­туда составляет более 1000 м по отложениям нижней перми.
Продуктивность месторождения установлена в 1950г.- из скв.1, вскрывшей отложения нижней перми, ударил мощный фонтан газа. В 1957-1958гг. были разведаны залежи газа в медистых песчаниках нижней перми и в песчаниках араукаритовой свиты верхнего карбона. В геологическом строении месторождения принимает участие комплекс осадочных образований от четвертичных до девонских. Основным водоупором служит мощная (500-700м) хемогенная толща нижней перми. На месторождении установлено 13 промышленно-газоносных горизонтов, образующих единую массивно-пластовую сводовую залежь.
В газе содержится 91-94% метана, 3-7% его гомологов, 0,1-0,2% диоксида yглерода. Средняя плотность газа 0,59. В газе содержится конденсат - 14 см3/м.
Пластовые воды высоконапорные, статические уровни от 50 до 200 м. Дебиты скважин изменяются от нескольких кубических метров в сутки до 200 м3/сут, иногда достигают 800 м3/сут. Водоносны разнозернистые песчаники, пористость их 10-32%.
Воды, приуроченные к верхнепермским, триасовым и юрским отложениям, хлоридно-кальциевого типа с минерализацией соответственно 84, 77 и 40 г/л (табл. 18). В продуктивных отложениях верхнего карбона, нижней перми вскрыты почти бессульфатные пластовые хлоридно­кальциевоrо типа с минерализацией до 300 г/л. Содержание брома достигает 594 мг/л, йода 39,4 мг/л. Газонасыщенность пластовых вод до 800 м3/л (табл. 19).
Яблуновское газоконденсатное месторождение расположено в Центральной зоне Днепровского грабена и приурочено к брахиантиклинальной складке широтного простирания размером 11х5 км с амплитудой 450 м. В 1974г. на месторождении при опробовании верхневизейских отложений (горизонт В-17) получен приток газа и конденсата. Промышленные залежи газа приурочены к отложениям башкирского (горизонты Б-6, Б-11-12), визейского (В-16, В-17, В-26) и турнейского (Т-1, Т-2) ярусов. Коллекторы - песчаники различной зернистости. В газе содержится 40-89% метана и до 15% его гомологов.
Весь комплекс осадочных пород, слагающих месторождение, в той или иной мере водоносный. По гидрохимическим и гидродинамическим особенностям в пределах Яблуновского месторождения, как и во всем Днепровско-Донецком бассейне, в вертикальном разрезе выделяют три гидродинамические зоны: активного, затрудненного и весьма затрудненного водообмена. Водоносные горизонты зоны активного водообмена (нижняя граница – верхнеюрские глины) содержат пресные воды гидрокарбонатно- и сульфатно-натриевого типов с минерализацией до 3 г/л. Воды этой зоны за исключением антропогенового водоносного комплекса напорные. Водорастворенные газы обогащены компонентами воздушного происхождения. Мощность зоны активного водообмена на Яблуновском месторождении достигает 1000 м.

К зоне затрудненного водообмена на большей части Днепровско-Донецкой впадины относится нижняя часть юрских, триасовые, пермские, верхне- и частично сред­некаменноугольные отложения. Водосодержащими являются песчаники и алевролиты. В этой зоне развиты воды хлоридно-кальциевого типа с минерализацией до 300 г/л. Водорастворенные газы азотного и азотно-углеводородного, в нижней части зоны в основном углеводородного состава (см. табл. 18, 19). На месторождении к этой зоне приурочены продуктивные горизонты московского (М-4, М-5а, М-Sн, М-6, М-7) и башкирского (Б-5, Б-6) ярусов.
В отложениях московского яруса вскрыты тяжелые нефти. Пластовые воды, подстилающие нефтяные залежи, высокометаморфизованные (rNa/rCJ ≈0,81), хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 120-220 г/л. Содержание йода составляет 4-12 мг/л, брома 140- 380 мг/л, аммония 65-150 мг/л. Водорастворенные газы у контакта с нефтяной залежью содержат 63-79% метана и до 28% его гомологов. Газонасыщенность вод высокая, до 900 см /л.
Воды, приуроченные к отложениям башкирского яруса, высокометаморфизованные (rNa/rCI 0,70-0,75), хлоридно-кальциевого типа с минерализацией до 220 г/л.
Ниже 3500 м выделяется гидродинамическая зона весьма затруд­ненного водообмена, охватывающая средне- и нижнекаменноугольные и верхнедевонские отложения.
Наиболее полно изучены гидрогеологические условия визейского и турнейского ярусов, к которым приурочены основные запасы нефти, газа и конденсата. Пластовые воды визейского яруса хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 180-260 г/л, содержат мг/л: иода 8-13, брома 160-250, аммония 25-125. Статические уровни устанавливаются на глубине 240 м, а давление и температура пласта равны 42,74 МПа и 108° С. В водорастворенных газах содержится 94-97% УВ и до 5% углекислоты. Газонасыщенность пластовых вод 480 см3/л.
Воды турнейского яруса хлоридно-кальциевого типа, высокомета­морфизованные, с минерализацией до 264 г/л, содержат, мг/л: иода 6-10, брома 119-180, бора 7,4-8,6, аммония 79-114. Растворенный в воде газ содержит до 99,2% УВ, при этом на долю тяжелых УВ приходится 24,2 %.
В подошве продуктивных горизонтов московского и башкирского ярусов водоносные отложения обладают хорошими коллекторскими свойствами, на что указывают высокие дебиты скважин. Все это свидетельствует о больших запасах вод, их высокой энергии и о доминирующем влиянии на режим разработки залежей. Для продуктивных горизонтов М-4, М-5в, М-5н, М-6, М-7, Б-5, Б-6 и Б-11 в начальный период эксплуатации предполагается водонапорный режим.
В отложениях визейского и турнейского ярусов ухудшаются коллекторские свойства, особенно резко в отложениях турнейского яруса. Залежи находятся на больших глубинах в зоне весьма затрудненного водообмена, где только в исключительных случаях возможно продвижение подземных вод по наиболее проницаемым пластам, а в основном движение происходит по разрывным нарушениям