1. 1(32)2022
  2. Геодинамічні аспекти формування родовищ вуглеводнів у карбонатних відкладах нижнього карбону Дніпровсько-Донецької западини та особливості їх прогнозування і промислового освоєння

Геодинамічні аспекти формування родовищ вуглеводнів у карбонатних відкладах нижнього карбону Дніпровсько-Донецької западини та особливості їх прогнозування і промислового освоєння

JGD.
2022;
Випуск 1(32)2022, Номер 1(32)
: 49-63
https://doi.org/10.23939/jgd2022.02.049
Надіслано: Травень 15, 2022
Автори:
  1. Ярослав Лазарук
1
Інститут геології і геохімії горючих копалин АН України

 

Мета досліджень – аналіз впливу геодинаміки регіону на формування колекторів вуглеводнів у карбонатній нижньовізейсько-турнейській товщі, обгрунтування пасток вуглеводнів у межах Мачусько-Тищенківської ділянки південної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини, задач пошукового буріння на нафту і газ і нових ефективних методів стимуляції припливів газу до свердловин. Методика. В роботі використані стратиграфічний, літологічний, тектонічний, палеотектонічний методи вивчення геології і нафтоносності, а також метод геологічних аналогій. Результати. Досліджені газоносні карбонатні породи ранньовізейсько-турнейського віку на Мачусько-Тищенківській ділянці. За результатами порівняння з іншими нафтогазоносними регіонами доведено, що вони є куполами карбонатних платформ (уолсортськими фаціями). В межах ділянки виділені три ешелони біогермних вапняків, показані етапи їхнього формування. Визначена залежність колекторських властивостей вапняків від їхніх біофаціальних типів. Показана роль тектонічної тріщинуватості у формуванні порід-колекторів. Зазвичай тектонічні тріщини зацементовані кальцитом внаслідок дії пластових вод. Висловлено припущення про формування мікротріщинуватості у щільних вапняках внаслідок плюмтектоніки. Воно полягає у вторгненні високоенергетичних флюїдів з глибин землі, природному флюїдорозриві порід і формуванні в них неантиклінальних вуглеводневих скупчень. Ймовірними місцями прориву флюїдів можуть бути зони глибинних розломів: Мачусько-Тищенківську ділянку перетинає Інгулецько-Криворізько-Крупецька шовна зона. Заповнення мікротріщин вуглеводнями запобігає їхньому цементуванню. Наведені приклади мікротріщинуватості в керні свердловин. Встановлено зменшений винос керна з мікротріщинуватих пластів. Для виділення у карбонатних товщах інтервалів з мікротріщинуватістю пропонується застосовувати інформацію про зменшення винесення керна, а також швидкості буріння порід. З метою стабілізації і збільшення припливів газу з карбонатних колекторів до свердловин запропоноване застосування скерованих багатоступеневих гідророзривів, а також кислотних гідророзривів, які забезпечать зв’язок свердловин з газонасиченими колекторами. Визначені ймовірні чинники негативного впливу на довкілля під час проведення гідророзривів. Наукова новизна. На значних глибинах крім тектонічної тріщинуватості можлива адіабатична мікротріщинуватість щільних літотипів порід, зумовлена природним флюїдоророзривом осадової товщі вуглеводневими газами. Це дає можливість відкриття вуглеводневих скупчень нового типу, які не пов’язані з антиклінальними пастками. Практична значущість. Рекомендовані геофізичні дослідження та розміщення шести свердловин з метою пошуків покладів вуглеводнів на Мачусько-Тищенківській ділянці. Рекомендовані до застосування ефективні методи збільшення припливу газу до свердловин з низькопроникних карбонатних порід.

геодинаміка
плюмтектоніка
мікротріщинуватість
карбонатний колектор
осадонагромадження
нетрадиційні поклади вуглеводнів
  1. Арсірій Ю. О., Бабій Б. А., Білик С. Ф., Бойко, Г. Ю., Бражина Г. Й., Бульбас В. М. … Яремійчук Р. С. (1999). Атлас родовищ нафти і газу України (т. ІІІ). Львів, УНГА: «Центр Європи», 1416.
  2. Бартащук О., Суярко В. (2021). Геодинаміка формування перехідної зони між Дніпровсько-Донецьким басейном і Донбаським складчастим поясом. Тектонічна інверсія рифтоподібної структури. Геодинаміка,  2(31), 53-65. https://doi.org/10.23939/jgd2021.02.053
  3. Бенько В. М., Маєвський Б. Й., Лагутін А. А., Хомин В. Р. (2013). Особливості геологічної будови і перспективи нафтогазоносності глибоко занурених горизонтів у Дніпровсько-Донецькій западині. Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 208 с.
  4. Височанський І. В. (2015). Наукові засади пошуків неантиклінальних пасток вуглеводнів у Дніпровсько-Донецькому авлакогені. Харків: ХНУ імені В.Н. Каразіна, 236 с.
  5. Войтехин О. Л. (2021). Гидравлический разрыв пласта на глубинах более 6000 м, технология мультистадийного гидравлического разрыва PLUG&PERF, VІІІ Міжнародна нафтогазова конференція Newfolk NCC. Львів, Україна. https://www.youtube.com/watch?v=oOa7Ufocb7I&ab_channel=NEWFOLKLLC
  6. Гзовский, М. В. (1975). Основы тектонофизики. Москва: Наука, 536.
  7. Гончар В. В. (2019). Тектонічна інверсія Дніпровсько-Донецької западини та Донбасу (моделі та реконструкції). Геофіз. журнал, 41(5), 47-86. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v41i5.2019.184444
  8. Куровець І., Приходько О., Грицик І., Мельничук С. (2019). Геотермічні умови Східного нафтогазоносного регіону України. Геологія і геохімія горючих копалин, 179(2), 47-54. https://doi.org/10.15407/ggcm2019.02
  9. Лазарук Я. Г. та Крейденков В. Г. (2000). Літофаціально-палеогеоморфологічні реконструкції як основа прогнозування пасток нафти і газу в карбонатних породах. Геологія і геохімія горючих копалин, 1, 37-47.
  10. Лазарук Я. Г. (2006). Теоретичні аспекти та методика пошуків покладів вуглеводнів у неантиклінальних пастках (на прикладі відкладів ХІІа мікрофауністичного горизонту Дніпровсько-Донецької западини). Київ: УкрДГРІ, 110.
  11. Lazaruk Ya, Karabyn V. (2020). Shale gas in Western Ukraine: perspectives, resources, enviromental and the thechnogenic risk of production. Petroleum and coal, 62(1), 836-844. https://sci.ldubgd.edu.ua/handle/123456789/7543
  12. Лебідь В. П. (2016). Про особливості освоєння нового напряму геологорозвідувальних робіт у Східному регіоні України. Стаття 2. Контури глибинної моделі нафтогазоносності базогенного комплексу. Мінеральні ресурси України, 4, 39-46.
  13. Лукин А. Е. и Коржнев С. Г. (1999). Турнейско-нижневизейский рифогенно-карбонатный комплекс Днепровско-Донецкой впадины и общие проблемы формирования раннекаменноугольных нефтегазовых рифов. Геологический журнал, 2, 21-32.
  14. Лукин А. Е. (2000). Инъекции глубинного углеводородно-полиминерального вещества в глубокозалегающих породах нефтегазоносных бассейнов: природа, прикладное и гносеологическое значение. Геологический журнал,  2, 21–32.
  15. Лукин А. Е. (2004). О сквозьформационных флюидопроводящих системах в нефтегазоносных бассейнах. Геологічний журнал,  3, 34–45.
  16. Лукин А., Бенько В., Гладун В., Здоровенко М., Межуев В., Огарь В., Сергий Г., Цеха О. и Щукин Н. (2005). Богатойско-Орельско-Затышнянский мегаатолл – крупный ареал нефтегазонакопления на юго-востоке Днепровско-Донецкой впадины.  Геолог України, 9(1), 30-42.
  17. Лукін О. Ю., Мармалевський Н. Я., Постніков Н. М. (2007). Про перспективні морфо-генетичні типи пасток вуглеводнів у східному сегменті південної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Зб. наук. праць УкрДРІ, 4, 144-162.
  18. Лукін О. Ю. (2009). Самородно-металеві мікро- і нановключення в формаціях нафтогазоносних басейнів – трасери суперглубинних флюїдів. Геофіз. журн., 31(2), 61-92. http://www.igph.kiev.ua/eng/journal.html
  19. Лукін, О.Ю. (2014). Геофізичні методи і проблема виявлення нетрадиційних джерел природного газу. Геол. журн., 1, 7-22.
  20. Маєвський Б. Й., Куровець С. С., Лозинський О. Є., Хомин В. Р., Здерка Т. В., Манюк М. І. (2014). Актуальні проблеми нафтогазової геології. Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 240.
  21. Мачуліна С. О. (1996). Рифогенний пояс Дніпровсько-Донецької западини та перспективи його нафтогазоносності. Нафтова і газова промисловість, 3, 11-14.
  22. Палиенко В. П. (1992). Новейшая геодинамика и ее отражение в рельефе Украины. Киев: "Наукова думка", 116.
  23. Anderson, C., Long, F., Ziolkowski, A., Hobbs, B. and Wright D. (2008). Multi-transient EM technology in practice. EAGE, 26 (3), 93–102. https://doi.org/10.3997/1365-2397.26.1117.27909
  24. Cotter, Е. (1965). Wаulsoгtiаn-typе carbonate banks in the Missisippian Lodgepole Formation of central Montana. The Journal of Geo1ogy, 73 (6), 811-888. https://doi.org/10.1086/627125
  25. Davis, Th. L. (2022). Shear wave seismic monitoring of a carbonate reservoir. EAGE, 40  (3), 57-63. https://doi.org/10.3997|1365-2397.fb2022022
  26. Harbaugh, J.W. (1957). Missisippian bioherms in north-east Oklahoma. Аm. Ass. Petroleum. Geologists Вull., 41, 2530-2544. https://doi.org/10.1306/0BDA59BA-16BD-11D7-8645000102C1865D
  27. McKenna R. D. (1979). Petroleum Geology of the Missisippi Lime in parts of Payne and Pawnee Counties, Oklahoma.  Oklahoma State University Stillwater, Oklahoma, 72. https://shareok.org/bitstream/handle/11244/16586/Thesis-1982-M155p.pdf?s...
  28. Ргау L. С. (1958). Fеnеstгаtе bуоzоnа соге facies, Missisippian bioherms, south-wеstегn Uпitеd States. J. Sеdimепt. Petrol., 28, 261-273.
  29. Singh S. K., Abu-Habbiel H., Khan B., Akbar M., Etchecopar A. and Montaron B. (2008). Mapping fracture corridors in naturally fractured reservoirs: an example from Middle East carbonates. EAGE, 26(5), 109-113. https://doi.org/10.3997/1365-2397.26.1119.27999
  30. Starostenko, V., Pashkevsch, I., Makarenko, I., Kuprienko, P. & Savchenko, O. (2017). Lithosphere heterogeneity of the Dnieper-Donets Basin and its geodynamical consequences. Part I. Deep structure. Geodynamics, 1(22), 125-138. https://doi.org/10.23939/jgd2017.01.125
  31. Troell А. R. (1962). Lower Mississippian bioherms of south-western Missouri and north-western Arkansas. Journal of Sedimentary Petro1ogy, 32(4), 629-644. https://doi.org/10.1306/74D70D3F-2B21-11D7-8648000102C1865D
  32. Wilson J. L. (1975). Carbonate facies in geologic history. New York: Springer, 471. https://doi.org/10.1007/978-1-4612-6383-8