Условия формирования и перспективы открытия залежей газа в карбонатно-галогенной толще перми юго-востока Днепровско-Донецкой впадины тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.17, кандидат геолого-минералогических наук Яковлев, Олег Эдуардович

• Яковлев, Олег Эдуардович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 1984

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Яковлев, Олег Эдуардович

ВВЕДЕНИЕ

Глава I. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЮГО

ВОСТОКА ДДВ . II

1.1. Стратиграфия

1.2. Тектоника.

1.3. Нефтегазоносность.

Глава 2. ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ГАЗОНОСНОСТИ КАРБОНАТНО-ГАЛОГЕННОЙ

ТШЩИ НИЖНЕЙ ПЕРМИ НА ЮГО-ВОСТОКЕ ДДВ.

2.1. Литофациальные типы разрезов карбонатно-галогенной толщи и их распространенность.

2.2. Анализ геологического строения газовых залежей карбонатно-галогенной толщи.

2.2.1. Брахиантиклинали.

2.2.2. Зоны окаймления соляных штоков.

2.3. Закономерности литолого-стратиграфической приуроченности газоносности и выделение региональных продуктивных горизонтов.

2.4. Газогидродинамическая обстановка в карбонатно-галогенных отложениях, ее особенности и соотношение с перекрывающими и подстилающими комплексами

2.5. Характерные черты геологического строения газовых залежей и их типизация.

Глава 3. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ ГАЗОВЫХ ЗАШЕЙ В КАРБОНАТНО-ГАЛОГЕННОЙ ТШЩЕ НИЖНЕЙ ПЕРМИ ЮГО-ВОСТОКА ДДВ

3.1. История развития брахиантиклинальных структур юго-востока ДДВ в никитовское и славянское время ранней перми

3.2. Роль палеотектонического и фациальных факторов в образовании залежей, их природа и закономерности площадного развития.

- з

3.2.1. Ннкж-ювская свита.

3.2.2. Славян екая свита.

3.3. Особенности осадконакопления в зонах окаймления соляных штоков в связи с формированием залежей в шлейфовом типе разреза карбонатно-*галогенной толщи.

Глава 4. ПЕРСПЕКТИВЫ ГАЗОНОСНОСТИ КАРБОНАТНО-ГАЛОГЕННОЙ ТОЛЩ НИЖНЕЙ ПЕРМИ И ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ДАЛЬНЕЙШИХ ПОИСКОВЫХ И РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ.

4.1. Место карбонатно-галогенной толщи нижней перми среди нефтегазоносных комплексов ДДВ.

4.2. Перспективы и направления поисков залежей газа в основных тектоно-фациальных зонах ранней перми юго-востока ДДВ.

4.2.1. Перспективы газоносности карбонатно-галогенной толщи в приосевой зоне впадины.

4.2.2. Палеотектонические и фациальные предпосылки газоносности карбонатно-галогенной толщи в северной и южной прибортовых зонах юго-востока

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Условия формирования и перспективы открытия залежей газа в карбонатно-галогенной толще перми юго-востока Днепровско-Донецкой впадины»

Решениями ХХУТ съезда КПСС предусмотрено к концу XI пятилетки довести годовую добычу нефти (с газовым конденсатом) до 620-645 млн.тонн, а газа - до 600-640 млрд.м3.

Основную роль в этом играют новые нефтегазодобывающие районы СССР и, в частности, Западная Сибирь.

В выполнении поставленных задач важное место отводится и старым нефтегазоносным районам страны.

В настоящее время, в этих районах в связи с падающей добычей особенно остро стоит проблема наращивания запасов углеводородов. Пути ее решения различны - это выход бурением на большие глубины, поиски, ранее неизвестных в регионе типов залежей, выявление в осадочном чехле перспективных стратиграфических комплексов пород, которым ранее мало уделялось внимания, и другие. Следует отметить, что последнее направление может быть ощутимым резервом наращивания запасов углеводородов /125/.

К газонефтедобывающим районам с падающей добычей относится и Днепровско-Донецкая впадина (ДДВ). В ее юго-восточной части основным продуктивным комплексом являются терригенные отложения нижней перми (картамышская свита) и верхнего карбона, в которых разведаны крупные газовые залежи. В центральной и северо-западной частях впадины промышленная газонефтеносность приурочена, большей частью, к нижне- и среднекаменноугольным породам. Антиклинальные структуры по всем этим стратиграфическим подразделениям до глубин 4000-5000 м в большей мере уже разведаны. Дальнейшие перспективы нефтегазоносности, в основном, связываются с поисками залежей на глубинах свыше 5000 м /117/.

Однако, продуктивность осадочного чехла ДДВ на глубинах до 4000 м изучена еще недостаточно. Прежде всего это касается карбонатно-галогенной (хемогенной) толщи нижней перми, имеющей в пределах впадины широкое площадное развитие.

Нефтегазоносность карбонатно-галогенных отложений в крайней юго-восточной и северо-западной частях впадины, соответственно, на Шебелинском и Леляковском месторождениях была установлена еще в 50-х годах. Позже, в 60-х годах, при разведке картамышско-верхнекаменноугольных отложений на погребенных: палеозойских бра-хиантиклиналях в результате газовых выбросов были открыты газовые залежи в галогенно-карбонатной толще на Кегичевском и Ефре-мовском месторождениях.

В последующем, оценке продуктивности нижнепермских эвапо-ритов уделялось мало внимания. В основном,это объясняется тем, что в юго-восточной части впадины, наиболее переспективным стратиграфическим объектом поисков являлись высокопродуктивные кар-тамышско-верхнекаменноугольные отложения, а в центральной и се-веро-западной-средне- и нижнекаменноугольные.

Кроме этого, в 60-х и начале 70-х годов карбонатно-галоген-ная толща рассматривалась бошыпинством исследователей как региональный флюидоупор, для которого промышленные залежи углеводородов считались не типичными. Объективными трудностями разведки явились АВПД и сложный характер газоносности.

В 1976 году группой специалистов ВПО "Укргазпром", в число которых входил и автор настоящей работы, было высказано предположение-, что известными на то время залежами газоносность карбонатно-галогенной толщи не исчерпывается и в ней возможно выявить новые /148/.

В период 1976-83 г.г. этот прогноз подтвердился открытием газовых залежей на Крестищеиском, Новоукраинском, Чутовском, Мелиховском, Машевском и Медведовском месторождениях. Причем, на большинстве из них промышленная газоносность рассматриваемой толщи была установлена уже после окончания разведки нижележащих картамышско-верхнекаменноугольных залежей.

По запасам газовые залежи в карбонатно-галогенной толще относятся к мелким (до нескольких миллиардов) и характеризуются при этом сложным геологическим строением. Последнее обусловлено, в основном, площадной невыдержанностью коллекторов и неправильными контурами газоносности.

Сделанные открытия свидетельствуют о том, что нижнепермские карбонатно-галогенные отложений являются резервом для наращивания запасов газа в регионе.

Однако, явная недостаточность изученности условий формирования залежей и неопределенность в вопросе основных закономерностей их пространственного размещения значительно затрудняют оценку перспектив газоносности карбонатно-галогенной толщи и сдержиг вают поиски новых месторождений.

Решение данных проблем при учете значительной площади распространения толщи и относительно небольших глубинах ее залегания /1800-3000 м/ приобретает для ДДВ очевидную актуальность.

С целью выявления закономерностей в образовании и площадном развитии залежей нами были изучены геологические условия газонакопления в карбонатно-галогенной толще. В качестве объекта исследования выбрана юго-восточная часть ДДВ, где эта толща характеризуется значительной площадью распространения (около 8500 км^), стратиграфически полными разрезами, и при этом здесь в ней открыто большинство газовых залежей.

Исходя из изложенного, основными задачами исследования явились:

I) Выявление закономерностей геологического строения и особенностей газогидродинамики залежей, их классификация и приуроченность к определенным типам разреза карбонатно-галогенной толщи.

2) Исследование условий образования газоносных резервуаров с целью выяснения закономерностей их пространственного размещения.

3) Оценка перспектив газоносности карбонатно-галогенной толщи нижней Перми в основных тектоно-фациальных зонах юго-востока ДДВ и определение первоочередных направлений и объектов поисково-разведочных работ.

Решение поставленных задач стало возможным благодаря систематизации и всестороннему анализу всей накопленной к настоящему времени reoлого-геофизической информации, полученной в разное время различными ведомствами, занимавшимися поисками, разведкой и разработкой газовых залежей в карбонатно-галогенной толще.

Изучение газовых залежей, проведенное на основании детального анализа результатов бурения и испытания скважин, кернового материала и ГИС, в том числе в газовой среде, и выполненные построения (профили, карты, схемы корреляции) позволили автору выявить закономерности в геологическом строении резервуаров, способе их экранирования, характере флюидонасыщения и установить стратиграфические уровни промышленной газоносности. Исследована газогидродинамика залежей, установлены ее определяющие черты, вертикальная и площадная барическая зональность. На основании полученных данных проведена типизация газовых залежей.

Результаты проведенных палеотектонического и фациального анализов, при широком привлечении для этого данных макро- и микроскопического изучения пород и детального сопоставления разрезов скважин дали возможность выяснить условия образования газоносных резервуаров, их природу, генетическую связь с определенными фациями толщи и на этом основании установить основные закономерности пространственного размещения залежей.

Полученные данные позволили обосновать выделение карбонатно-галогенной толщи нижней перми в качестве самостоятельного регионального газоносного комплекса юго-востока ДДВ.

Основываясь на установленных закономерностях газонакопления, оценены перспективы открытия залежей в карбонатно-галоген-ном комплексе для основных тектоно-фациальных зон впадины, рассмотрены вероятные типы и условия залегания ловушек в новых районах, рекомендуемых для постановки поисково-разведочных работ. Определены первоочередные объекты поисков.

При изучении газоносности и перспектив карбонатно-галоген-ной толщи проведено ее сравнение с продуктивными эвапоритами ряда нефтегазоносных бассейнов Северной Америки и Евразии.

Поставленные задачи и предложенные в диссертации способы их решения содержат научную новизну: а) впервые установлены закономерности геологического строения газовых залежей, проведена их типизация и показана приуроченность к определенным типам разрезов карбонатно-галогенной толщи. Выяснены основные особенности газогидродинамики залежей и толщи в целом. Установлена ее региональная газогидродинамическая изолированность; б) выявлена генетическая связь образования газоносных резервуаров в соленосном типе разреза толщи с конседиментационным ростом структур. Показана роль палеотектонического и фациального факторов в формировании ловушек и выяснена их природа. Установлена основная закономерность пространственного размещения залежей, выражающаяся в их приуроченности к мелководным фациям\ в) в зонах окаймления соляных штоков региона выделен новый газоносный тип разреза карбонатно-галогенной толщи - шлейфовый. Выяснены условия формирования в нем газовых залежей. г) впервые обосновано выделение карбонатно-галогенной толщи нижней перми в геологически самостоятельный региональный газоносный комплекс юго-восточной части ДДВ; д) выяснены перспективы газоносности карбонатно-галогенно-го комплекса в основных тектоно-фациальных зонах региона. Обоснованы конкретные объекты, новые направления и районы, перспективные для постановки поисково-разведочных работ.

В процессе исследования автором проведена корреляция разрезов скважин, пробуренных в регионе. Изучена литология пород по керну, проанализированы и сопоставлены результаты лабораторных, промысловых и геофизических исследований.

Полученные результаты внедрены в практику работ производственного объединения "Укрбургаз" и других организаций ВПО "Укргазпром".

Автор принимал непосредственное участие в состалвении проектов разведки, определении интервалов отбора керна и выбора объектов испытания в поисковых и разведочных скважинах, подсчете запасов и проектировании ОПЗ Мелиховского, Крестшценского, Ма-шевского и Медведовского месторождений.

При работе над диссертацией автором использованы материалы Балаклейской ЭГИС и ВУТЗ п.о. "Укргеофизразведка" Восточно-Украинской ПГК треста "Союзгазгеофизика", данные по изучению кернов, бурению и опробованию скважин п.о. "Полтаванефтегазгеология" и п.о. "Укрбургаз", анализы лабораторий УкрНИИГаза, результаты разработки месторождений Харьковского и Полтавского ГПУ.

Диссертационная работа обсуждена на расширенном заседании НТО производственного объединения "Укрбургаз" и рекомендована к защите (протокол от 22 октября 1984 г.).

По теме диссертации опубликовано 8 статей. Отдельные ее положения отражены в тематических отчетах геолого-тематической группы объединения "Укрбургаз".

Работа выполнена во ВНИИГазе под руководством доктора геолого-минералогических наук В.И.Ермакова.

Автор искренне благодарен Я.И.Коломиец и В.И.Андреевой за представленную возможность ознакомиться со шлифами по ряду месторождений юго-востока ДДВ.

Автор глубоко признателен А.В.Бобшко, Ц.Г.Ульянову, Б.П.Стерлину, А.И.Истомину, Л,И.Шехтману,И.Н.Токой, Н.А.Дудко, А.АЛагутину, Я.И.Коломиец, Н.Ф .Брынзе, А.М.Чернякову, М.И.Дмит-ровскому, Б.Я.Глушакову, С.Я.Тхоржевскому, И.В.Высочанскому, И.А.Сафонкиной, С.В.Литвин, Е.М.Потюкаеву, О.Ф .Рябых, Б.М.Яремко, и другим за предоставленные материалы, денные советы, практические замечания и помощь, оказанную при выполнении исследований, что способствовало решению рассматриваемых в диссертации проблем.

I. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

ЮГО-ВОСТОКА ДДВ

Рассматриваемый регион охватывает юго-восточную часть центрального грабена ДДВ, выделяемую, обычно, при тектоническом и нефтегазогеологическом районировании в самостоятельный элемент впадины.

С юго-востока упомянутый регион посредством Харьковско-Павлоградской зоны глубинных разломов, ориентированной вкрест простирания ДДВ, граничит с окраинами Донецкого складчатого сооружения .

Северо-западная граница проходит по Качановской (Ворсклян-ской) зоне глубинных разломов субмеридионального простирания.

От Воронежской антеклизы с севера и Украинского кристаллического массива с юга, исследуемый регион отделяемся глубинными краевыми нарушениями субширотного простирания.

Большой вклад в изучение геологического строения и газонефтеносности ДДВ внесли такие исследователи как Аверьев В.А., Андреева Р.И., Андреева В.И., Арсирий Ю.А., Балуховский Н.Ф., Баранов И.Г., Билык A.A., Билык О.Д., Бобошко A.B., Бланк М.И., Брынза Н.Ф., Воробьев Б.С., Гавриш В.К., Галицкий И.В., Дудко H.A., Иванов В.К., Истомин А.Н., Кельбас Б.И., Киреева Г.Д., Китык В.И., Коломиец Я.И., Лапкин И.Ю., Лапчик Ф.Е., Литвин C.B., Мартынов A.A., Мясников В.И., Палец Л.С., Пашкевич Е.И., Пашова Н.Т., Пист-рак P.M., Погребняк В,А., Рябых О.Ф., Самборский H.A., Смелянс-кий В.М., Стерлин Б.П., Тхоржевский С.А., Черняков A.M., Чирвинс-кая М.В., Чутко Е.Б., Черпак С.Е.;, Шумилина Т.И. и другие.

1.1. Стратиграфия

Толщина осадочного чехла в осевой части юго-востока ДДВ по данным сейсморазведки достигает 10-12 км, уменьшаясь в направлении северного и южного бортов до 2000-4000 м. Осадочные образования достаточно хорошо освещены скважинами до глубин 4000-4500м. В связи с различными гипсометрическими условиями залегания стратиграфических комплексов, степень их изученности в пределах отдельных тектонических зон региона неодинакова. По данным бурения и сейсморазведки, в строении осадочного чехла юго-восточной части ДДВ принимают участие отложения от девонского до четвертичного возраста включительно.

Наиболее древние образования - кристаллические породы фундамента вскрыты в прибортовых зонах центрального грабена ДДВ и на ее бортах, где сложены кристаллическими сланцами, гнейсами, мигматитами и гранитами.

Палеозойская группа

Осадочные образования палеозойского возраста представлены девонской, каменноугольной и пермской системами. Девонские и нижняя часть каменноугольных отложений залегают на большей части юго-востока ДДВ на значительной глубине и поэтому изучены слабо, в связи с чем их стратиграфия дается по данным исследования периферических частей ДДВ.

Девонская система

Представлена франским и фаменским ярусами верхнего отдела и на юго-востоке ДДВ известна, в основном, во вторичном залегании - в штоках девонской каменной соли. Предполагаемые по данным сейсморазведки глубины пластового залегания девонских отложений составляют в приосевой части юго-востока ДДВ 8-10 км. Здесь, по аналогии с центральной и северо-западной частями впадины предполагается наличие двух толщ - эффузивно-терригенной и соленосно-терригенной. Значительную роль в составе этих толщ играют известняки и ангидриты.

В северной и южной прибортовых зонах эти отложения залегают на более высоких гипсометрических уровнях, соответственно 60007000 и 4500-2500 м.

Бурением девонские отложения изучены в южной прибортовой зоне впадины, где они вскрыты на Левенцовской, Голубовской и др. площадях и представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов, ангидритов, доломитов и известняков с суммарной толщиной 100-450м.

В осевой части впадины предполагается увеличение толщины девонских образований до 3000-6000 м.

Каменноугольная система

Нижний отдел трансгрессивно залегает на девонских отложениях и представлены всеми тремя ярусами.

Турнейский ярус в южной прибортовой зоне сложен двумя толщами - нижней и верхней. Первая представлена чередованием песчаников и алевролитов с прослоями аргиллитов. Вторая - карбонатными породами и аргиллитами. Мощность яруса 205-410 м.

Визейский ярус залегает несогласно на турнейских отложениях. Основу разреза нижней части яруса составляют алевролиты и аргиллиты, переслаивающиеся с песчаниками и известняками. В верхней части яруса большую роль играют мощные (15-30 м) пачки песчано-алевролитовых пород, переслаивающихся с пластами аргиллитов и известняков.

Толщина визейского яруса 400-1200 м.

Серпуховский ярус представлен терригенной толщей.

В литологическом составе ее нижней половины преобладают алев ролиты и аргиллиты. Песчаники встречаются в виде отдельных прослоев малой толщины (5-6 и). Пласты известняков относительно редки.

Верхняя часть яруса сложена ритмично построенной пестроцвет-ной толщей песчаников, алевролитов, аргиллитов и известняков.

Толщина яруса достигает 650 м.

В отличие от вышеописанного, отложения среднего отдела каменноугольной системы вскрыты скважинами не только в прибортовых зонах, но и в осевой части юго-востока ДДВ (Светловекая, Веселов-ская и Миролюбовская брахиантиклинали). Кроме этого, в последнее время среднекаменноугольные отложения единичными скважинами изучены и на более погруженных площадях - Мелиховской и Крестшценс-кой.

5 4

Башкирский ярус в объеме свит С^- -С2 несогласно залегает на нижнекаменноугольных отложениях и представлен переслаиванием сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями морских известняков. В составе яруса четко выделяются две толщи: нижняя, преимущественно карбонатная, так называемая "башкирская плита", и верхняя, терригенная. Толщина яруса 300-660 м.

Московский ярус (свита С^ - низы свиты С^^) состоит преимущественно из сероцветных песчаников и алевролитов-, многократно чередующихся с карбонатными прослоями. Толщина яруса 100-556м.

В составе верхнего отдела каменноугольной системы различают три свиты - исаевскую, авиловскую и араукаритовую, относимые к касимовскому и гжельскому ярусам.

Верхнекаменноугольные отложения за исключением южной при-бортовой зоны, где они размыты, вскрыты скважинами практически на всей территории юго-востока ДДВ и хорошо изучены.

Исаевекая свита толщиной 250-420 м, представлена чередованием терригенных пород (песчаников, аргиллитов и алевролитов) с подчиненными прослоями маломощных известняков, р

Авиловекая свита (С3 ) состоит из чередования песчаников, участками гравийных, алевролитов и известняков. Толщина свиты -400-500 м. о

Араукаритовая свита (С3 ), в основном, сложена разнозернис-тыми песчаниками, переслаивающимися с аргиллитами и известняками. Общая толщина свиты 450-600 м.

Пермская система

Нижнепермские отложения разделяются на дна литологических комплекса - краеноцветный терригенный и карбонатно-галогенный (хемогенный), стратиграфически принадлежащих ассельскому и сак-марскому ярусам.

Ассельский ярус представлен картамышской свитой, мелиховской толщей, никитовской и славянской свитами.

Карташшская свита сложена переслаиванием красноцветных глин, алевролитов и аргиллитов с маломощными прослоями песчаников, Толщина свиты 30-150 м.

Мелиховская пачка с угловым и стратиграфическим несогласием залегает на нижележащих отложениях и в основании представлена песчано-конгломератовыми прослоями, а выше по разрезу - переслаиванием красноцветных глин и алевролитов с подчиненными прослоями и линзами песчаников и маломощных известняков, суммарной толщины 240-280 м.

В связи с тем, что литология и строение никитовской и славянской свит будут детально описаны в разделе 2.1, по этим стратиграфическим подразделениям приводится лишь общие сведения.

Никитовская свита связана с подстилающей мелиховской толщей постепенным переходом. Свита представлена ритмичным чередованием глин, известняков, доломитов, ангидритов и каменной соли. Толщина свиты 230-300 м.

Славянская свита сложена теми же литологическими разностями пород и имеет мощность 280-500 м. Существенным ее отличием от нижележащей является увеличение в разрезе роли соляных и карбонатных пород. Толщина свиты 280-500 м.

Сакмарский ярус представлен краматорской свитой сохранившейся на исследуемой территории только на крыльях брахиантиклиналей и в межкупольных прогибах» На остальной части в результате поздне-пермского размыва она уничтожена. Разрез краматорской свиты на 70-80$ сложен галитом. Кроме галита, в верхней части разреза встречаются прослои карналита, бишофита и засолоненных глин. В основании свиты залегает пласт 15-30 метрового карбонатного песчаника. Максимальная вскрытая толщина свиты 500 м.

Верхний отдел перми перекрывает нижний с угловым и стратиграфическим несогласием и представлен одной свитой - дроновской, условно относимой к татарскому ярусу. Цитологически это терриген-ная краеноцветная толщас, в состав которой входят песчаники, конгломераты, глины и алевролиты, слагающие пласты и линзы. Толщины свиты 210-360 м.

Мезозойская группа

Триасовая система несогласно залегает на отложениях поздне-пермского возраста. Нижний отдел представлен серебрянской свитой, а верхний - протопивской. Обе свиты сложены чередованием желтых и бурых песчаников и пестроцветных глин. В нижнем отделе по сравнению с остальной частью разреза отмечается повышенное содержание песчаников. Общая толщина триаса 250-400 м.

Отложения юрского возраста в составе нижнего, среднего и верхнего отделов несогласно залегают на размытой поверхности триа са.

В нижнем отделе в юго-восточной части ДДВ выделены тоарс-кий и ааленский ярусы, которые сложены серыми глинами с маломощными прослоями песчаников. Толщина нижнего отдела 40-70 м.

Средний отдел представлен байосским и батским ярусами. Разрез первого - это темно-серые песчаники с прослоями серых глин. Второй сложен морскими глинами, алевролитами и песчаниками. Общая толщина пород отдела 150-200 м.

Нижняя часть верхнего отдела в объеме келловейского и оксфордского ярусов, в основном, глинистая с прослоями песчаников и известняков. Выше по разрезу она переходит в мощную глинистую толщу с прослоями пестроцветных песчаников. Возраст толщи ким-мериджский и волжский. Толщина верхней юры 260-300 м.

Меловая система залегает несогласно на юрской и представлена двумя отделами.

Нижний сложен пестроцветными песчаниками с прослоями глин, толщиной 55-120 м, возраст толщи - альб-неоком.

В нижней части верхнего отдела выделяется песчаная пачка, отнесенная к сеноманскому ярусу.

Остальной разрез меловой системы - это мело-мергельная толща (350-600 м), включающая в себя кремнистые конкреции.

Кайнозойская группа. Имеет небольшую толщину и представлена палеогеновой, неогеновой и четвертичной системами.

В разрезе первых двух доминируют песчано-глинистые породы. Стратиграфически палеогеновые и неогеновые отложения расчленены на бучакскую, киевскую, харьковскую и полтавскую свиты. Суммарная толщина свит достигает 200 м.

СВОДНЫЙ СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ

Масштаб 1:2000 19№г.

Составил О.З.Яковлев

ЛШ1ГШШ ХАРАПИРИСТИЛА щтп гон

Нем гщтипи 1 ииит шииш, шй цщит

Ни шын, нтИ. ноги» ШМЕ

Пески (ерие I шеяштв-серые гиумитие е о»«сшмн

1(»оцтцЕ шчшм с а^виоянн п

Гим » мимики сепимтмыЕ мсташии'ириниШ дреишнм г 1101 щи» тц^огенш 1есч1ш11.

Гамы (е1ые с илкиин тшими мнаомами «амампт > оеианиш. мснши сицшт, шешашие шцш»м> ш1 i к1ч1ш11. чшаошие кедтм и е^ш внчдииш 1 истицешх гния с идйчени1ия гиш шинем! гшки • шчидии. ГШ.

ГШЫ 1ешц1шм1 каст* с мрын1тнимч инк р6цняин с1111109 к1 ышпфкк песчаши.

Лик* а ПСЧШК1 ««ые.еенмше.с «оешмн шн н тест к».

Шшш.шшшы я гшы шпачко-шсшк, штв шестшистые, с щкмиу нкшия (е«м1 1ес1авш8 и шишли, 1р1шн шпоиерат« пмы 11>1ш1-!шш ншмшчеке ( шсншиц шнш11 № юшт бккчии мишшиш. Дммнрпт аЕСцвЕтчиА. ««огда с гамни им иыта-МТ01 ОКНСКО! га1ит. |цш ОНСШ ¡кнгшнтоа, м1щти1 I 1ешы1 гни, дмш1ктп 1 мм*!« сне* . в «тинни б«втм -тизоит «аам-ирм. мтштм шестишш пмчдшоа » аш раита» («тнистя ш вешнаши) иомеепю ми» р1тнйчн0е чередпаиие гштд, шишш, ишсшхн имгеми и гн« i вредней нити н»»ш1мпвй шыжатнк гвршм 5,; (НКШИб 1ерыин 1 (1*шыми шмпгецмдотрг^еаишн иинткАни. '

ЙЛЙЙМ?*4 штт гт, ангнты. пттз-ппщшпе »«адРИП-ИМНПМ, I ЕЛЕ ШЕСШМв, «»ГШСТ« 1111 К1ЫХ к тК»»' сЕ1ипи1. «пиита» ' " "

9016ИЩЕНКИ4 0Я«Т КАЙЕННОЙ (ОН ШЕГАЕГ НИ Т(ИНЫХ 11|1№0-Ю«1 11 ГИДМТВ*10 90 ИИТАХ1ИЕРЕДКО ()ЕКЧ1|(1ааНк1>йиомг«] ( «»НДкН»1НИ ФДЧИНСПЧЕСКНШ! дстАтедимТиАРКнр^нцн! КАРЯИАТИД ПЯМИТЬ,) '

ЦШЕНСШ №01. А1ЕВИЦИТВ1. Па тмскнм шетам цц-нш швм ИЕхчкЕвкдких шщеоаилмыиа ф»Ч""

1еН(1АИ1дн1Е пин. мреоцтных мщ (щалцетто и'што-тсим-н Д110МШ. НЕ «ШИТ II ДЯГЦЩТО». ИМЕШЯ (ш. 10С1Е1И10 дцЩЕТ !1 НАСтишчтеттт ШееиЕСШ 1 мни №1»и| > с»»е«9кк«| идет НЫЕ Ш* I (Р(|ИЕ1 ШТ1 »¡«"ШОК ЗИН ГТДША) кти^кциь КАГЕОШННе ГШ!МТ« (еКРНАТ фД^КСТИЧЕСМС МШИ* 1ЕС«1И«К1 (ЕНМЕТаНЕ ( шин НИ ст№о«-тч«1накоо. ш кСШШ.ШМИТН М. ГНИЫ КИИИЧКО-ИМИЫЕ. нлегв . М«ИТКвМ1ГИЬ ( ШКИИИ 1МСЮ1И1 (ЕШ 1ЕС1АВШ8 И АНШШМ, „1ШШ ШГММЕРАТП

Пщ ишт-»кн№, тниппкт 1 тсшшн «шшн нм-нрштнх

1ЕКЧ*> |ия,ШЧИ(АИИг ЛвяЧНИРПТ 1ЕШПИи1, ИЩИ» С »551И К ши шедто-|1т0в ЕШСКО! Ш1Т. ЩШ 1ЛС101 ¡шгшитое, Ц»|)тм i «естми г»*и, •»ни смтм-пимнт гАш-виих ищиепи мцтшшх шчаинш |ит0»(«!тнши« 41 шшшш) н»н1стьм ашы

АШОПОЕ Т1НКИЕ пмшспи С:

Р*ШЧМЕ ШЕДШНЧЕ Г»|ИТА, ДНГНЛРНТО». ИМЕЕТ"*«». НЕКЕ1ЕЙ > ПИМ СМАНЕН НЕГИ МАМЖНЦНй Ш6ШШИ Г1Ш1НТ 5»; СА1 ЦЕННЫЙ СЕ'ЫНИ I !<н-'"»»» пвм«1Геииг1ктриг^С08ЫИН • '

РиГНЯЧИОЕ 1Е1ЕЕ1АЯ6АИНЕ КАНЕЧНОЙ ГОНИ, ШШШ1 ГА Л НТв-« НГН1Р ИГ I в игцоин-щимпи, |Е«Е штмвд, ы&сен«« иЫ К»М " "КЙ! ' ЕЕШ Г1Н1.1В19КНТН нмл каменной оон мигает на темны! ин>!»т(-ее1ык аагиарнп-июкнтигиерш! т№ке1иим1йшшгм с ишимии фдшстесккф остдшмн(иакн»!|н1ям> шинашд п№вкт5,)

11ШЧН0Е ОЕРЕСЯШАНКЕ Н1ИЕ1Й11 СИП, МЕ1Ш ЕЕСПЕМАНЕВЧШ ПНИ 11НИ1Ш КЕГГЕМСТН №11. Д1ЕМШТ01. . « .

Ч«А ТМИВ* ШП1» Ш* -ППА Ш(ЫАТ№, I 1СШШ. АШ*ШМП, >1111^ НЕМКЕЕинЫХ ШисвИШЫМ фА^ИМПЧККНМа 0СГ»1»»И|Г(Й,) ие1ееш11чче г1як, ш»шны1 |1

А (1И1ПЦЕгт1Еииа Е]'И1тд-ТЕме-гЕ(>1Е нитОшшта^ет ш. АЧЯЬ I еГЕДиЕЙ и(П АЕИТРАЕЬНОИ ШИ ГТА1Е1А) ИШМ^ЙЦЯЕ КАПМАТНЫЕ ГМПМЛМ (1АЕРЯАТ фАунаСТНЕСШ I!

КОШМЕ. 01"« тнт гдкнистмх. в алееролшстш гона сикшкч не С «м«ни серим« I росши и, еще. еестоот >9 ш0кк01 ((ил

1610еат0

1ЕШШШНЕ »»ЧЕК ПЕЕЧШШ, АРШЛШО» | МЕШИНП1, МААО МОДНЫХ ШЕ(ТШЦ

1ЕСЧАКИКК К011Н(ЬЕИАИЕ КИНЕМЕ «»(ТКАНИ ГШШНЕ С НАШИ ПОЕШИН (0-15«) (1А11(Ш-Г1АЕЯШК МШМЕ1Ш. (»«« ПЗЖШ* ШШИШШ- (ПШиМ ( П»)1АП0 № кмрце «1.

УСЛОВНЫЕ

ОБОЗНАЧЕНИЯ ч М ергели Мел л " л" ">1 ^НГИЛРИТЫ | ■!■♦ | Каиеиная соль

1—Н тщитш штш тици с ппштт» шцтц.иптмиш а1ем911т11 > 1»ш«*»1, i 1ешей части е щкнчк 11к11ш гш.

Стратиграфический разрез исследуемого региона показан на рисунке I.

1.2. Тектоника

Начиная с 30-40-х годов и по настоящее время тектоническому строению ДДВ посвящено большое количество работ различных исследователей. Большинством авторов, вслед за /86/ в качестве основных тектонических единиц впадины выделяются бортовые части и центральный грабен.

Бортовые части - южный склон Воронежской антеклизы (северный борт) и северный склон Украинского кристаллического массива (южный борт) характеризуются моноклинальным залеганием докембрий-ского фундамента и сравнительно малой толщиной осадочных образований (2-4,5 км). Поверхность фундамента погружается в сторону центрального грабена под углами 1-7°, а на отдельных участках увеличивается до 8-10°.

Центральный грабен от бортовых частей впадины отделяется региональными продольными краевыми разломами раннепалеозойского возраста5, амплитуда которых на различных участках изменяется от 0,2 до 2-4 км. Упомянутый грабен занимает центральную погруженную часть ДДВ и характеризуется наиболее мощным и стратиграфически полным комплексом осадочных образований. Исходя из особенностей залегания кристаллического фундамента и осадочного чехла, в центральном грабене различают осевую и прибортовые зоны, ориентированные как и вся впадина, с юго-востока на северо-запад.

В последнее десятилетие в строении впадины установлена большая роль поперечных (унаследованных), по отношению к ее простиранию разломов глубинного заложения, секущих впадину вкрест простирания и активно влиявших на гипсометрию кристаллического фундамента, формирование локальных структур, а так же контролировавших распространение, толщины и фации стратиграфических комплексов осадочного чехла. Поперечные глубинные разломы в отличие от продольных наследуют древние нарушения Сарматского щита, проявлявшихся как мобильные зоны еще в докембрии /19,20,21 и др./.

На основании значительной роли глубинных нарушений, разработаны схемы поперечного тектонического районирования ДДВ, в которых в качестве наиболее крупных элементов (мегаблоков) выделяются участки впадины, ограниченные поперечными разломами. Разными исследователями выделяется пять или четыре таких участка /48, 138/.

Районом исследования является участок центрального грабена, ограниченный с востока Орехово-Харьковской зоной поперечных глубинных нарушений, а с запада Качановской (Ворсклянской).

Данный элемент впадины в литературе именуется как юго-восточная зона Днепровско-Донецкого грабена или Чутово-Шебелинский сегмент. На востоке исследуемый район граничит с северо-западными окраинами Донецкого складчатого сооружения, а на западе с центральной частью ДДВ (рисунок 2).

В юго-восточной зоне грабена изучено два крупных структурных комплекса - каменноугольно-нижнепермский и верхнепермско-мезокайнозойский. Граница между ними проводится по значительному угловому и стратиграфическому несогласию, прослеживающемуся между карбонатно-галогенными отложениями нижней перми и пестроцвет-ными, в основном, грубообломочными верхнепермскими терригенными образованиями. Внутри комплексов установлены структурные этажи. В составе первого выделяется турнейско-нижневизейский, верхне-визейско-верхнекаменноугольный и нижнепермский. Второй комплекс разделяется на верхнепермско-триасовый, верхнетриасово-юрский,

Г // \\ Сидортчеш см» // ) \ -.—^»т«.«-»

• ГлйО^аТ Кмивюкав

ОБЗОРНАЯ СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА

ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ

ДНЕПРОВСКО -ДОНЕЦКОЙ ВПАДИНЫ

По данным л.11.„По^аванефтегаге(»оги|1",11а„Укрнефть'',ао.„Укрбургаз"гш„Укргеофизразв«дка"сдоподнениями аэ.Яковкева

1984г. I

ГО н »

Рисунок 2. меловой и палеоген-антропогеновый структурные этажи /138/.

Так как газоносность изучаемого региона приурочена к верхнепалеозойским осадочным образованиям, описание его тектонических элементов проводится согласно каменноугольно-нижнепермского структурного плана.

В осевой зоне юго-востока ДДВ, по данным сейсморазведки, кристаллический фундамент залегает на глубинах до 12 км и имеет, по-видимому, глыбовое строение. Бурением зона хорошо изучена до глубин 4000-4500 м, что стратиграфически соответствует верхнекаменноугольным и мезокайнозойским отложениям.

Характерной чертой геологического строения этой части центрального грабена является широкое развитие диапиров девонской каменной соли, активно влиявших при своем росте на формирование каменноугольно-нижнепермского структурного плана /12,26, 71,136/.

К настоящему времени здесь насчитывается до 20 штоков, имеющих предверхнепермский уровень залегания соли. В разрезе для штоков характерна грибовидная форма.

Наиболее крупным соляным массивом, как в исследуемом регионе, так и в ДДВ в целом, является Чутово-Белуховский соляной вал, включающий в себя Чутовскиг, Распашновский и Белуховский штоки, имеющий длину 32 км и ширину, варьирующую от 1,5 до 12 км. По данным глубокого бурения, вскрывшего соляные тела на глубину 5000-6606 м, последние имеют массивное строение и сложены каменной солью с включением обломков известняков, ангидритов, аргиллитов, диабазов и других девонских пород.

Некоторыми исследователями устанавливается тесная связь проявлений соляного диапиризма с тектоническими движениями по зонам крупных разрывных нарушений, разбивающих кристаллический фундамент /151/.

В последнее время вблизи некоторых соляных диапиров (Рае-пашновский, Машевский и др.) установлен новый для ДДВ тип структур, так называемые "задиры", представляющие собой крутозалегаю-щие Сдо 90°) блоки каменноугольных пород, контактирующие с одной стороны с соляным телом, а с другой - посредством разрывных нарушений - с никнепермскими и верхнекаменноугольными отложениями /79,80,110/.

Большинство брахиантиклинальных структур осевой зоны совместно с соляными штоками образуют две валоподобные структурные линии субширотного простирания, разделенные синклинальным прогибом. Часто в пределах этих линий брахиантиклинали располагаются по отношению друг к другу кулисообразно. С достаточной степенью условности упомянутые валоподобные структурные линии можно назвать Чутово-Алексеевской и Ланновско-Беляевской. В состав первой входят Чутовский, Распашновский, Белуховский, Крестищенский и другие соляные штоки, а так же Крестищенекая, Староверовекая, Мелиховская, Медведовская и Ефремовекая брахиантиклинали. Ланнов-ская, Сосновская, Кегичевская, Светловекая, Веселовская и Беляев-ская брахиантиклинали вместе с Ланновским:, Вербовским, Павловским и Беляевским штоками составляют вторую структурную линию.

Многие из брахиантиклиналей, развитые в регионе являются погребенными палеозойскими поднятиями (Крестищенекая, Мелиховская, Ефремовская, Кегическая и другие), что выражается в довольно резком несоответствии каменноугольно-нижнепермского и мезозойского структурных планов. Так, замкнутым положительным структурам по верхнему палеозою,- в мезозойском осадочном чехле соответствуют синклинальные прогибы. Это объясняется активным ростом мезозойских куполов, расположенных над соляными штоками, прорывающими периклинали многих палеозойских структур /136/.

Высота палеозойских брахиантиклинальных складок достигает 1000-1200 м, при длине 3-8 и ширине 1-4 км. Углы падения крыльев составляют 10-15°. Разрывные дислокации в пределах складчатых структур встречаются относительно редко. Исключение составляет Ефремовекая брахиантиклиналь, где в своде зафиксирована серия высокоамплитудных (300-200 м) разрывных нарушений.

Оудя по материалам сейсморазведки и бурения", по мере движения от осевой части к прибортовым наблюдается ступенчатое воздымание блоков кристаллического фундамента в соответствие с которым ведет себя и палеозойский осадочный комплекс.

Высокая тектоническая активность южной прибортовой зоны в отдельные этапы геологической истории привела к разрыву вблизи краевого нарушения отложений верхнего карбона и нижней Перми. На отдельных наиболее южных участках вследствие размыва неполно представлены так же отложения среднего карбона, триаса и юры.

В южной прибортовой зоне известно значительное количество, в основном, небольших брахиантиклинальных складок - Левенцовс-кая, Голубев екая, Ильичевская, Михайловская и другие. Большинство из них располагается цепочкой вблизи краевого разлома и имеют, за исключением Перещепинской и Новогригорьевской; согласное с краевым нарушением простирание. Размеры положительных локальных структур составляют в среднем 1x3 км, их амплитуда колеблется от 100 до 300 м.

Соляные штоки не характерны для южной прибортовой зоны. Здесь известен только один диапир - Перещепинский.

Северная прибортовая зона по сравнению с осевой и южной хуже освещена бурением и сейсморазведкой. В общем, по нижнепермским и верхнекаменноугольным отложениям она представляет собой обширную моноклиналь, осложненную незамкнутыми поднятиями типа структурных "носов" и локальными впадинами. Наиболее крупными из положительных структур являются Сомовская, Пегедовская и Ко-ломакская. Самой значительной отрицательной формой является Валковский прогиб, имеющий размеры 14x6 км.

Структурный план нижне- и среднекаменноугольных отложений изучен на западе северной прибортовой зоны, где в последнее время на глубинах 4500-6000 м выявлен ряд брахиантиклиналей, часть из которых группируется в Котелевско-Березовский вал субширотного простирания. Наиболее крупными структурами вала являются Березовская и Котелевская^ характеризуемые довольно значительными размерами (6x3 км) и наличием на северных крыльях высокоамплитудных разрывных нарушений.

Соляной диапиризм в северной прибортовой зоне проявился значительно слабее, чем в осевой части впадины. Соляные штоки, развитые в описываемой зоне, характеризуются в плане относительно небольшими размерами, составляющими около 5-6 кк„ К настоящему времени здесь известно четыре диапира - Валковский, Сомовский, Рябухинский и Нововодолажский.

Характер сочленения северной прибортовой зоны с бортовой частью ДДВ является довольно неопределенным,- и уверенной границы между ними пока не установлено. Это связано, по-видимому, как со слабой степенью изученности, так и с тем, что глубинный краевой разлом в этой части впадины не особенно четко прослеживается как в осадочном чехле, так, возможно, и в кристаллическом фундаменте.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», Яковлев, Олег Эдуардович

Основные результаты. Выводы и практические рекомендации.

Карбонатно-галогенная толща нижней перми широко развита в юго-восточной части ДДВ, имеет толщину до 2000 к и занимает площадь порядка 8,5 тыс.кв.км. В ней выделяются три основные типа разреза - соленосный, карбонатно-терригенно-сульфатный и шлейфо-вый.

В регионе выявлена промышленная газоносность соленосных и шлейфовых отложений, приуроченная соответственно к брахиантикли-налям и зонам окаймления соляных штоков.

В карбонатно-галогенной толще соленосного типа выделено три стратиграфических уровня промышленного газонакопления - святогор-ский (микйтовская свита), подбрянцевский и Арянцевский (оба ела* вянская свита).

Контуры залежей контролируются изменением литологии и поэтому ве соответствуют структурным планам брахиантиклиналей, а имеют прихотливую форму.

В святогорской ритмопачке газ присутствует в линзах песчаников, залегающих внутри глин и алевролитов,перекрытых святогорс-ким пластом соли.

В наиболее продуктивной славянокой свите, газоносные резервуары, толщиной 25-40 м содержатся в виде уплощенных линзовидных пластов в регионально выдержанных карбонатных горизонтах. Залежи сверху и снизу экранированы каменной солью, ангидритами и глинами. Боковыми флюидоупорами служат плотные разности карбонатных пород, замещающие по простиранию пористые.

Газоносные шлейфовые отложения чаще всего представлены в стратиграфическом объеме никитовской и низов славянской свит. Коллекторы в виде сообщающихся между собой линз ориентированны вдоль штоков и распространены по всему разрезу шлейфов, что определило массивный характер строения залежей и значительный этаж газоносности, достигающий 400 и. Залежи приурочены к узким (до I км) зонам окаймления соляных штоков и ограничены со всех сторон плотными породами - девонской штоковой и пермской пластовой каменной солью, ангидритами, глинами и плотными карбонатами.

По способу экранирования все газовые залежи карбонатно-гало-генной толщи относятся к типу литологически ограниченных со всех сторон. Это является основной особенностью газоносности толщи, значительно отличающей ее от других продуктивных комплексов ДДВ. Такие условия экранирования резервуаров определили сложную газогидродинамику карбонатно-галогенной толщи, в которой встречены залежи как с АВПД, так и с давлениями близкими к условным гидростатическим.

В целом карбонатно-галогеиная толща нижней перми является самостоятельным геофлюидальным комплексом юго-востока ДДВ, газо-гидродинамически обособленным от подстилающих и перекрывающих отложений.

Анализ истории тектонического развития брахиантиклиналей показал, что во время накопления карбонатно-галогенной толщи, газоносные структуры испытывали конседиментационный рост» В результате они в виде поднятий были выражены в рельефе морского дна. Литологически ограниченные резервуары расположены в палеосводах этих поднятий.

Фациальный анализ дал основание заключить, что газоносные резервуары соленосного типа разреза карбонатно-галогенной толщи приурочены к ее мелководным фациям , развитым в палеосводах кон-седиментационных структур, представлявших собой отмели.

Для святогорских песчаных тел, по условиям залегания5, приуроченности к локальным отмелям, общей палеогеографической обстановке образования и другим признакам предполагается баровый генезис.

В образовании пористых карбонатных тел славянской свиты гидродинамический фактор так же играл исключительно важную роль, способствуя возникновению и нагромождению на локальных отмелях биокластического, оолитового и брекчеевидного материала, которым, в основном и сложены резервуары. Исходя из генетических, литоло-гических, морфологических и фациадьных признаков, газоносные резервуары славянской свиты являются уплощёнными карбонатными банками сложного состава и строения.

Карбонатно-галогенные отложения соленосного типа, сформировавшиеся в опущенных частях структур представлены более глубоководными или депрессионными фациями и коллекторов не содержат.

Структуры,не имеющие резервуаров в карбонатно-галогенной толще, роста во время ее накопления не испытывали, представляя относительно ровные или депрессионные участки морского дна. Поэтому в пределах этих структур низы святогорской ритмопачки сложены преимущественно глинистым материалом, а карбонатные горизонты славянской свиты представлены плотными известняками и доломитами.

Таким образом, для наиболее распространенного в региине соленосного типа разраза карбонатно-галогенной толщи основной закономерностью пространственного размещения промышленной газоносности является ее приуроченность к мелководным фациям.

В газоносных шлейфовых отложениях коллекторы представлены оолитовыми, комковатыми и сгустковыми карбонатами, залегающими в ассоциации с петрографически и гранулометрически пестрыми тер-ригенными породами. Среди последних присутствуют грубообломочные разности - конгломераты и гравелиты.

Изучение геологических условий образования газоносных шлейфов показало, что их накопление происходило только в зонах окаймления крупных и активно ^эосших соляных штоков;" длительное время размывавших сявсубаквальной обстановке ранней перми. Рост штоков способствовал воздыманию узких зон их окаймления; относительно окружающих депрессий. Поэтому вблизи крупных штоков в течение ни-китовского и начала славянского времени существовала своеобразная обстановка седиментации, при которой морское хемогенное карбонате-образование сочеталось с привносом из размывавшейся девонской соли большого количества нерастворимого остатка - обломков эффузи-вов, песчаников и доломитов. В штоках эти породы содержатся в виде угловатых, различной размерности обломков, которые попадая в условия активной волновой деятельности слабо окатывались и в виде узких полос отлагались вдоль штоков. Относительная длительность этого процесса определила образование в зонах окаймления штоков значительных толщин (200-400 м) пористых шлейфовых образований.

Карбонатно-галог енная толща нижней перми, имея широкое раз« витие в регионе,содержит литологически ограниченные, газогидроди-намически изолированные газовые залежи, возникновение резервуаров которых определялось палеотектоническими и палеогеографическими условиями ранней перми. Исходя из газогидродинамической обособленности присутствию характерных типов залежей и других особенностей, карбонатно-галогенная толща нижней перми выделена в самостоятельный региональный газоносный комплекс юго-востока ДДВ.

Перспективы газоносности варбонатно-галогенного комплекса рассмотрены для основных тектоно-фациальных зон ранней перми-приосевой и прибортовых частей впадины.

Перспективы поисков залекей в шлейфовых отложениях сводятся к зонам окаймления наиболее крупных соляных тел, встречающихся в регионе только в приосевой части впадины. Перспективными объектами поисково-разведочных работ являются не изученные бурением северо-западная часть зоны окаймления Чутово-Белуховского соляного вала и зоны окаймления Елизаветовско-Тарасовского вала.

При большой площади распространения на юго-востоке ДДВ кар-бонатно-галогенных отложений соленосного типа, поисково-разведочные работы на них проводились пока только в приосевой, наиболее погруженной в ранней перми зоне впадины. Здесь развиты; в основном, относительно глубоководные и депрессионные фации карбонатное галогенной толщи, а мелководные встречаются локально, в пределах конседиментационных поднятий. Их газоносность в большинстве случаев уже выявлена. Поэтому возможности открытия в этой части впадины новых продуктивных площадей ограничены. Здесь перспективными объектами являются малоизученные участки и части разреза толщи на Кегичевском и Ефремовском месторождениях', где доразведку слег дует осуществить путем опробования толщи в эксплуатационных скважинах, выходящих из фонда действующих на нижележащие отложения.

Для разведочного бурения представляют интерес восточное продолжение Мелиховского, западное Машевского и Медведовского поднятий.

На юго-востоке ДДВ значительная часть площади развития карбонатно-галогенной толщи приходится на северную и южную прибор-товые зоны впадины. Газоносность толщи здесь не изучена.

Анализ истории тектонического развития в комплексе с обобщением данных по палеогеографии и особенностям седиментации при-бортовых зон показали, что они в ранней перми были приподняты относительно приосевой зоны впадины и пред(Яавляли собой тектонически устойчивые, обширные области преимущественно мелководного морского и прибрежного осадконакопления. Иоходя из установленной связи газоносных резервуаров соленосиых разрезов карбонатно-галогенной толщи с мелководными фациями, основные перспективы открытия залежей следует связывать с прибортовыми зонами впадины, где эти фации распространены широко, занимая ориентировочно суммарную площадь 4 тыс. кв. км.

Данный вывод подкрепляют материалы по хорошо изученным нефтегазоносным эвапоритовым бассейнам Западной Европы и Северной Америки. 6 них большое, а часто основное количество залежей УВ сосредоточено в краевых частях эвапоритовых впадин, сложенных как и прибортовые зоны ДДВ, в основной, породами мелководных и прибрежных фаций.

В перспективных северной и южной прибортовых зонах литоло-гически ограниченные газовые залежи будут главным образом связаны с различными иалоанплитуднымж ловушками неантиклинального типа. В южной прибортовой зоне наиболее вероятно встретить ловушки баро-вых песчаников, а в северной различные пористые карбонатные тела -банки, органогенно-детритовые и оолитовые линзы и »возможно, уплощенные постройки биогермного типа.

Подтверждают существование неантиклинальных ловушек в кар-бонатно-галогенной толще прибортовых зон, полученные в последнее время данные сейсморазведки МОГТ.

Исходя из преобладания в рассмотренных зонах мелководной и прибрежной седиментации, предполагается, что прогнозируемые ловушки здесь будут сгруппированы в протяженные зоны газонакопления, как это характерно для других нефтегазоносных эвапоритовых бассейнов.

Учитывая относительно небольшие глубины залегания перспективных отложений в прибортовых зонах впадины (1800-2500 м) и наличие в регионе развитой сети магистральных газопроводов, позволяющих без дополнительных затрат вводить залежи в разработку и осуществлять их доразведку методом ОПЭ, постановка задач поисков является экономически целесообразной.

Первоочередными объектами работ в южной прибортовой зоне являются Фёдоровская, Октябрьская и Лиговская площади, а в северной - Лавриковская и Высокопольский структурный выступ.

Полученные при работе над диссертацией результаты дают основание сделать следующие наиболее важные выводы:

1. На основании литолого-стратиграфической обособленности, газогидродинамической изолированности, присутствию характерных (литологически ограниченных) типов залежей и другим особенностям, карбонатно-галогенная толща нижней перми является самостоятельным региональным газоносным комплексом юго-востока ДДВ.

2. Газовые залежи в карбонатно-галогенной толще относятся к типу литологически ограниченных со всех сторон. Они заключены внутри плотных и слабопроницаемых пород (каменная соль, ангидриты, глины, плотные карбонаты), имеют сложные очертания, контролируемые изменением литологии и не содержат активной пластовой воды.

3. В шлейфовом типе разреза толщи, резервуары образовывались только вблизи крупных, активно росших и интенсивно размывавшихся соляных штоков. В узких зонах их окаймления, приподнятых изливавшейся солевой массой относительно окружающих депрессий, формировались коллекторы своеобразного состава, сложенные гранулометри-чески и петрографически пестрым слабоокатанным материалом нерастворимого остатка штоковой соли, залегающего в ассоциации с мелководными хемогенными карбонатами.

Поиски залежей газа в шлейфовых отложениях перспективны в зонах окаймления крупных соляных тел региона - Чутово-Белуховско-го и Елизаветовско-Тарасовского соляных валов.

4. В преобладающем на юго-востоке ДДВ солено сном типе разреза толщи газовые залежи приурочены к ее мелководным фациям, встречающихся в приосевой зоне впадины в пределах локальных кон-седиыентационных поднятий. Их палеосводы в раннепермском морском баосейне представляли собой отмели, где в святогорское время образовывались песчаные линзы барового типа, а позже,- * подбрянцев-ское и брянцевское уплощенные карбонатные банки.

Связь с мелководными фациями является основной закономерностью пространственного размещения промышленной газоносности в соленосном типе разреза карбонатно-галогенной толщи.

Карбонатно-галогенные отложения, представленные более глубоководными или депрессионными фациями, резервуаров не содержат.

5. В наиболее прогнутой в ранней перми приосевой зоне впадины преобладают относительно глубоководные и депрессионные фации соленосных разрезов толщи. Локально развитые здесь мелководные отложения в большинстве случаев уже изучены. Поэтому для поисков новых газоносных площадей эта зона впадины малоперспективна. Здесь объектами разведки могут служить слабоизученные участки и стратиграфические интервалы карбонатно-галогенной толщи на известных месторождениях. Значительный интерес представляют Ефремовское и Кегичевское, где запасы газа можно прирастить с наименьшими затратами.

Кроме этого перспективны западная периклиналь Машевского, восточное продолжение и северное крыло Мелиховского, а так же свод Медведов ского поднятий.

6. Основные перспективы газоносности карбонатно-галогенной толщи связаны с северной и южной прибортовыми зонами юго-востока ДДВ. Они в ранней перми были приподняты относительно приосевой части впадины, представляя собой, обширные тектонически стабильные области преимущественно мелководного и прибрежного осадкона-копления, что является весьма благоприятным фактором для образования литологически ограниченных ловушек газа. Исходя из преобладания мелководных фаций, эти ловушки будут в прибортовых частях впадины распространены зонально. При относительно небольших глубинах залегания перспективных отложений это обуславливает геологическую и экономическую целесообразность постановки поисково-разведочных работ.

Объектами первоочередного внимания для проведения поисков служат Фёдоровская, Октябрьская, Лиговская и Лавриковская площади, а так же Высокопольский структурный выступ.

В диссертационной работе защищаются следующие основные положения:

1. Карбонатно-галогенная толща нижней перни в юго-восточной части ДДВ является геологически самостоятельным региональным газоносным комплексом, в котором продуктивны два типа разреза - солен о сный и шлейфовый. Газовые залежи заключены внутри плотных и слабопроницаемых пород значительной толщины, имеют сложные очертания, контролируемые изменением литологии, не содержат активной пластовой воды, и на этом основании отнесены к типу литологически ограниченных со всех сторон. Такие условия экранирования обусловили изолированность залежей от перекрывающих и подстилающих толщу флюидонасыщенных отложений и ее региональную газогидродинамическую обособленность.

2. Газоносные резервуары в шлейфовых отложениях образовывались только в зонах окаймления крупных, активно росших и размывавшихся в ранней перни соляных штоков. Вблизи них существовали своеобразные условия осадконакопления, отличительной особенностью которых является сочетание морского карбонатообразования в обстановке приподнятых зон окаймления штоков с привносом сюда из размывавшейся штоковой соли большого количества терригенного; в том числе и грубообломочного материала. Это явилось причиной формирования шлейфовых отложений значительной толщины и развития в них линз проницаемых пород.

Дальнейшие перспективы поисков залежей в шлейфовых отложениях связаны с разведкой зон окаймления крупных соляных штоков.

3. В преобладающем в регионе соленосном типе разреза кар-бонатно-галогенной толщи основной закономерностью пространственного размещения газовых залежей является их приуроченность к мелководным фацияи, развитие которых определялось, в основной, палео-тектоническии фактором. В никитовское и славянское время, испытывавшие конседиментационный рост локальные структуры отражались в рельефе морского дна в виде поднятий» где существовала мелководная обстановка осадконакопления, благоприятная для обрабования литологических ловушек - линз песчаников барового типа в святогор-ское время и уплощенных биокластическо-обломочно-оолитовых карбонатных банок в подбрянцевское и брянцевское.

Карбонатно-галогенная толща, представленная относительно глубоководными и депрессионными фациями газовых заяежей не содержит. Это и определило отсутствие газовых залежей на ряде площадей.

Основляе перспективы газоносности карбонатно-галогенной толщи связаны в юго-восточной части ДДВ с ее северной и южной при-бортовыми зонами, которые представляли обширные, тектонически стабильные области преимущественно мелководного осадконакопления« Это весьма благоприятствовало образованию литологически ограниченных ловушек газа в прибортовых зонах впадины, где исходя из преобладания мелководных фаций эти ловушки будут распространены ши-г роко и образовывать зоны газонакопления. При учете небольших глубин залегания перспективных отложений это делает постановку поисково-разведочных работ экономически целесообразной.

В осевой части впадины, в связи с ее прогнутостью в ранней перми, преимущественным развитием пользуются относительно глубоководные и депрессионные фации карбонатно-галогенной толщи и, следовательно, перспективы ее газоносности здесь ограничены.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Яковлев, Олег Эдуардович, 1984 год

1. Амурский Г .И., Соловьев H.H., Тимонин А.Н. Некоторые особенности строения карбонатного резервуара и их влияние на морфологию газовых залежей. - Геология нефти и газа, 1981, & 8,с.1-4.

2. Александров И.М. Цикличность отложений каменной соли. 5 кн.: Галогенные формации Украины и связанные с ними полезные ископаемые. - Киев: Наукова думка, 1971, с.119-120.

3. Андреева В.И., Коган В.Д., Лурье Е.М. О начале раннепермского галогенеза в Днепровско-Донецкой впадине. В кн.: Вопросы развития газовой промышленности Украинской СССР. - М.: Недра, 1966, с.84-88.

4. Андреева Р.И. Межкупольные погребенные поднятия Днепровско-Донецкой впадины. Советская геология, 1973, £ 6, с.64-67.

5. Андреева Р.И., Чирвинская MJB. Современная структура нижнепермских отложений Днепровско-Донецкой впадины. Геология нефти и газа, 1976, М 8, с.60-65.

6. Барсс Д., Копланд А., Ритчи У. Геология среднедевонских рифов, район Рейнбоу, Альберта, Канада. В кн.: Геология гигантских месторождений нефти и газа. Перевод с англ. - М.: Мир, 1973, с.14-46.

7. Еахмутская серия нижней перми Днепровско-Донецкой впадины, Бахмутской и Кальмиус-Торецкой котловины. /Н.В.Глушенко,

8. B.K.Иванов, И.ЮЛапкин, Е.МЛурье, Б.Г.Подоба. В кн.: Развитие газовой промышленности Украинской ССР. - М.: Недра,1969, с.38-49.

9. Бобров В.П., Кореневский С.М. Литология, ритмичность и геохимия нижнепермских галогенных отложений северо-западной части Донбасса. Советская геология, Л 10, 1965, с.10-13.

10. Брекчеевидные песчаники и гравелиты свидетели конседимента-ционного роста штоков девонской соли в раннепермское время.- В кн.: Условия образования и особенности нефтегазоносности солянокупольных структур. Киев: Наукова думка, 1966, с.216-222.

11. Брод И.О., Еременко H.A. Основы геологии нефти и газа. М.: Гостоптехиздат, 1957, с.476.

12. Брынза Н.Ф., Тхоржевский С.А. Элементы соляной тектоники в Днепровском и Припятском грабенах. В кн.: Материалы по геологии и нефтегазоносности Украины. Под ред. В^А.Витенко,

13. C.С.Воссанчук, Л.П.Швая. М.: Недра, 1971, с.120-135.

14. Бурштар М.С. О методике палеоструктурного анализа (Скифская плита). Советская геология, 1969, & 9, с.10-14.

15. Виссер В.А., Санг Г.К. Нефть и природный газ в северо-восточных Нидерландах. В кн.: Распространение нефти. Перевод с англ. - М.: Гостоптехиздат, 1961, с.384-401.

16. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграциониого происхождения нефти. Изв. АН СССР. Сер. геол., 1967, J II, с.135-156.

17. Вассоевич Н.Б. Циклы седиментации, литогенеза и нефтегазооб-разоваиия. В кн.: Осадочные бассейны и их нефтегазоносность.- М.: Издвво МГУ, 1975, с.3-13.

18. Габриэлянц Г.А. Классификация неструктурных ловушек нефти и газа. Геология нефти и газа, 1970, £ 4, с.47-51.

19. Габрнэлянц Г«А. Генетическая и морфологическая классификация неантиклинальных ловушек. U., 1975, вып.173, с.23-28.

20. Гавриш В.К., РябчукЛ.И. Генезис и нефтeraзоносность краевых глубинных разломов Днепровско-Донецкого рифта. Киев: Науко-ва думка, 1981, с.18-68.

21. Гавриш В.К. Глубинные разломы, генетическое развитие и нефте-газоносность рифтогенов. Киев: Наукова думка, 1974, с.132-143.

22. Гавриш В.к. Глубинные структуры и методика их изучения (на примере Доно-Днепровского прогиба). Киев: Наукова думка, 1969, с.102-178.

23. Гавриш В.К. О генетическом развитии юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины в нижнепермскую эпоху. Геология нефти и газа. 1962, Jй 10, с.12-14.

24. Галицкий И.В. Некоторые особенности строения и истории развития солянокупольннх структур юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины. Геологический журнал, 1963, т.23, вып.З, с.48-61.

25. Галицкий И.В. Нижнепермские отложения юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины. Геологический журнал, 1968, т.ХХУШ, вып.6, с.50-54.

26. Галицкий И.В. Нижнепермские отложения центральной части Днепровско-Донецкой впадины и связь их со структурой. Ав-тореф. дисс. . канд.геол.-минерал, наук. М., 1969. - 29 с.

27. Галицкий И.В. Соляной тектогенез в юго-восточной части Днеп-ровско-Донецкой впадины. Геология нефти и газа, 1969, & 5, с.22-26.

28. Галицкий И.В. Цикличность галогенных отложений краматорской свиты нижней перми Днепровско-Донецкой впадины. В кн.: Литология и палеогеография палеозойских отложений Русскойплатформы» М.: Наука, 1972, с.249-254.

29. Галицкий И.В. Разведка нижнепермских рифов в депрессиях юго-востока Днепровско-Донецкой впадины. Геология нефти и газа, 1977, £ 8, с.14-18.

30. Галогенные формации северо-западного Донбасса и Днепровско-Донецкой впадины. /С.М.Кореневский, В.П.Бобров, Н.С.Супронюк, Д.ПДрущов. М.: Недра, 1968, с.255.

31. Гарецкий Р.Г., Яншин A.JI. Тектонический анализ мощностей.- В кн.: Методы изучения тектонических структур. М.: Изд-во АН СССР, I960, с.115-133.

32. Геология нефти. / Под ред. Высоцкого И.В. М.: Недра, 1968, т.2, с.378.

33. Герасимович Р.В. Нефтегазоносность никнепермских отложений юго-востока ДДВ. Нефтяная и газовая промышленность, 1983, 3k 2, с.19-21.

34. Геологические условия формирования и размещения зон нефтега-зонакопления. / Под ред. А.А.Бакирова /А.А.Бакиров, Э.А.Ба-киров, Л.П.Мстиславская и др. М.: Недра, 1982. - 238 с.

35. Глушенко Н.В., Иванов В.К., Подоба Б.Г. Прибрежные фации в покровской свите донецкой перми. В кн.: Вопросы развития газовой промышленности Украинской ССР. / Под ред. А.П.Агишева. - М.: Недра, 1964, с.28-35.

36. Глушко В.В., Дикинштейн Г.Х. Газоносность нижнепермских отложений Северо-западной Европы. Геология нефти и газа, 1971, & 9, с.25-29.

37. Глушко В.В., Новосилецкий P.M., Корчинская М,В. Основные закономерности размещения газоконденсатных и нефтяных залежей в Днепровско-Донецкой впадине. Геология нефти и газа,1972, & I, с. 10-15.

38. Горбачев В.Ф. Новое нефтегазовое месторождение ЩР Райнкенхген. Геология нефти и газа, 1964» £ 4, с.52-54.

39. Гостинцев К.К., Гроссгейм В.А. Стратиграфические и диалогические залежи нефти и газа. Л.: Недра, 1969, с.30-105.

40. Грачевский М.М., Кузнецов Ю.Я., Ульмишек Г.Ф. Барьерный риф цехштейна 2-высокоперспективный объект поисков нефти и газа в Польше и ГДР. Нефтегазовая геология и геофизика, 1969, Jß 5, с.36-40.

41. Грачевский М.М. Палеогеоморфологические предпосылки распространения нефти и газа. М.: Недра, 19*74, с.156.

42. Дикинштейн Г.Х., Боровиков В.И. Геологическое развитие палео-поднятий Северо-Западной Европы в связи с газоносностью нижнепермских отложений. Геология нефти и газа, 1975, Л 4,с.64-70.

43. Дикинштейн Г Д., Соловьев БД. Среднеевропейский осадочный бассейн. В кн.: Осадочные бассейны и их нефтегазоносность. / Под ред. Н.Б.Вассоевича. - М.: Изд-во МГУ, 1975, с.58-64.

44. Демидович Л.А. Формирование коллекторов нефтеносных комплексов Припятского прогиба. Минск: Наука и техника, 1979,с.101-114.

45. Осадочные бассейны и их нефтегазоносность. / Под ред. Н.Б.Вас-соевича. М.: Изд-во Московск. гос. ун-та, 1975, с.102-110.

46. Жарков U.A. Палеозойские соленосные формации мира. В кн.: Галогенные формации Украины и связанные с ними полезные ископаемые. - Киев: Наукова думка, 1971, с.10-11.

47. Залежи нефти и газа в ловушках неантиклинального типа. Под ред. В.В.Семеновича. /В.Я.Ратнер, И.Н.Булатов, М.А.Зубова, J1 .А.Польстер. М.: Недра, 1982. - 189 с.

48. Застежко D.C., Терещенко В.А., Белых Е.Д. Особенности строения гидродинамических систем газовых залежей юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины. Нефтегазовая геологияи геофизика, 1977, k I, с.28-32.

49. Зильберман В.И., Ульянов М.Г. Ореолы вторжения газа на месторождениях с хемогенными покрышками. Геология нефти и газа, 1975, & 8, с.21-24.

50. Зильберман В.И., Шехтман JI.И., Яковлев О.Э. Особенности формирования газовых скоплений с АВПД в хемогенных покрышках

51. Сна примере газовых месторождений юго-восточной части Днеп-ровско-Донецкой впадины). Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. - Реф. сб. ВНИШзГазпрома, 1975, М 7, с.19-25.

52. Зильберман В.И., Зильберман Л.В., Ульянов М.Г. Количественный прогноз АВВД в ореоле вторжения газа на Мелиховском месторождении. Геология нефти и газа, 1978, J& 9, с.69-73.

53. Зильберман В.И. Некоторые актуальные вопросы разведки газовых месторождений. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Реф. сб. ВНИЙЗГазпрома, 1979, М 12, с.1-6.

54. Зоны нефтегазонакопления Днепровско-Донецкой впадины. Под ред. В.А.Шанина. /О.Д.Билык, В.А.Витенко, Б.И.Кельбас и др.- М.: Недра, 1977. 120 с.

55. Иванов В.К. История раннепермского Донецкого водоема. Советская геология, 1968, & 9, с.5-8.

56. Иванов В.К. Об участии продуктов разрушения штоков девона в позднепалеозойском седиментогенезе Донецкого авлакогена.- В кн.: Развитие газовой промышленности Украинской ССР. / Под ред. А.П.Агишева. М.: Недра, 1972, с.131-137.

57. Иванов В.К. Перспективы нефтегазоносности нижнепермских орга-ногенно-карбонатных отложений Днепровско-Донецкой впадины.- В кн.: Геология и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Украины. М.: Изд-во ВНИИЭГазпрома, 1979, с.20-24.

58. Иванов В.К. О достоверности прогнозирования раннепермских рифов Днепровско-Донецкой впадины. В кн.: Методы поисков и разведки погребенных рифов. / Под ред. В.В.Глушко. - М.: Наука, 1982, с.62-60.

59. Иванец Н.И., Шевченко Е.Ф., Боярская Э.В. О диагностикенефтегазопроивводящих отложений Днепровско-Донецкой впадины. Геология нефти и газа, 1973, £ 10, с.52-58.

60. Игнатенко A.A., Зильберман Л.В. Особенности проявления АВПД в юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины. Геология и разведка, 1981, J& 4, с.99-105.

61. Идентификация зон генерации углеводородов в отложениях главного доломита цехштейна Пермского региона ПНР. /Дахнова М.В., Панкина Р.Г., Кораб 3. и др. Геология нефти и газа, 1981,4, с.49-52.

62. Ископаемые органогенные постройки, рифы, методы их изучения и нефтегазлносность. Под ред. М.И.Варенцова и Р.Ф.Геккера. /И.К.Королюк, Ii.В.Михайлова, А.И.Равинович и др. М.: Наука, 1975. - 194 с.

63. Кабышев Б.П., Витенко В.А. История развития и нефтегазонос-ность структур Днепровско-Донецкой впадины. Под ред. М.К.Ка-линко. М.: Недра, 1977. - 192 с.

64. Калинко Ы.К., Моделевский М.С. Масштабы нефтегазоносности бассейнов и их типов. 3 кн.: Осадочные бассейны и их неф-тегазоносность. / Под ред. Н.Б.Вассоевича, - М.: Йзд-во

65. Коган В.Д. Основные ритмы хемогенной толщи донецкой перми.» Советская.геология, 1964, *9, с.5-Ю.

66. Коло дай 8.П., Орлова В.К. Геологическое.строение Октябрьского и федоровского поднятий. В кн.: .Тр. УкрНИГРИ, вып.5, М.: Госгеолтехиздат, 1963, с. 120-125.

67. Коломиец Я.И., Стерлин Б.П., Яковлев О.Э. Новый.тип газовых заледей юго-востока Днепровско-Донецкой впадины. Геология нефти и газа, 1984, J©, CÎ6-9.

68. Конибир Ч.Э.Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных . тел. Перевод с англ. Щ: Недра, 1979, - 222 с;

69. Корреляция.разнофациадьных толщ при поисках нефти и газа. Под ред. В.А.Дрлицкого. / М.М.Грачевский, Ю.М.Берлин, И.Т.Ду-бовской, Г.Ф.Ульмишек. Ы.: Недра, 1969; с.299.

70. Кропивко В.Я. Влияние солевой тектонии на изменение коллек-торских свойств терригенных пород в приштоковых зонах. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений.- Реф. сб. ВНШЭгазпромы, 1981, Л 4, с. 13-19.

71. Кропивко В.Я., Очкось Р.И. Повышение эффективности разведки небольших месторождений, приуроченных к пластам, осложненных солевой тектоникой. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Реф.сб. ВНИИЭгазпрома,1981, & I,с.20-25.

72. Кузнецов В.Т. Рифы и их нефтегазоносность. М.: ВНИИОЗМС, 1971. - 75 с.

73. Кузнецов В.Т. О двух типах соленосных толщ. Геология и геофизика, 1972, & 7, с.22-30.

74. Кузнецов В.Т. Геология рифов и их нефтегазоносность. М.: Недра, 1978. - 340 с.

75. Кучерук Е.В. Эпигенетические экранированные залежи углеводородов в погребенных рифах. В кн.: Методы поисков и разведки погребенных рифов. / Под ред. В.В.Глушко. - М.: Наука, 1983, с.168-172.

76. Лапкин ИЛ)., Черпак С.Е., Чирвинская М.В. Тектоническая схе-иа восточной части УССР. Бдд. МОИП, отд. геологии, Т.ХХ1У, £ 2, 1952, с.Ю-18.

77. Лапкин И.Ю., Товарский Д.Я., Стерлин Б.П. К геологии газоносных образований нижней перии Днепровско-Донецкого грабена.- Газовая промышленность, 1956, £ 3, с.5-9.

78. Лапкин И.Ю., Нижняя пермь юга Русской платформы. В кн.: Материалы по геологии и газоносности нижнепермских отложений юга Русской платформы. - Харьков: Изд-во Харьков, гос. ун-та, 1961, с.19-49.

79. Леворсен А.И. Разведка стратиграфических залежей. В кн.: Экономика разведки и разработки нефтяных месторождений в США. Перевод с англ. - М.: Недра, 1967, с.24-38.

80. Леворсен АЛ. Геология нефти и газа. Перевод с англ. /Под ред. Н.Б.Вассоевича, М.К.Калинко. М.: Мир, 1970, с.638.

81. Лизанец А.В., Фык И.М. Выделение газонасыщенных пластов в хе-могенных отложениях Днепровско-Донецкой впадины комплексиро-ванием АК и ИННК. Геология и разведка газовых и газоконден-сатных месторождений. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, 1979, £ II,с.14-20.

82. Литвин И.И., Терещенко В.А. Аномально высокие пластовые давления в палеозойских отложениях Днепровско-Донецкой впадины.- М.: Изд-во ВНИИЭгазпром, 1976. 55 с.

83. Литвин И.И. Особенности формирования нижнеперско-верхнека-менноугольного этажа нефтегазоносности юго-восточной части ДДВ. В кн.: Геология и разработка газовых и газоконденсатных месторождений УССР. - М.: Кзд-во ВНИйЗгазпрома,1974,с.62-67.

84. Литологические, стратиграфические и комбинированные ловушки нефти и газа. Под ред. С.П.Максимова. /А.А.Гусейнов, Г.А.Ка-леда, Р.Г.Самвелов и др. М.: Недра, 1978. - 275 с.

85. Максимов С.П., Анцупов П.В., Гончаренко БД. Некоторые закономерности размещения, формирования и сохранения залежей нефти и газа в ДДВ. В кн.: Результаты и направления нефте-поисковых работ на территории Украинской ССР. - М.: Недра, 1976, с.19-31.

86. Марьенко Ю.И. Основные черты строения и коллекторские свойства осинского горизонта на Марковском месторождении. Нефтегазовая геология и геофизика, 1966, Ж I, с.25-28.

87. Марьенко Ю.И., Постников В.Г. Причины аномально-высокого пластового давления в залежах нефти осинского горизонта на Марковском месторождении. Нефтегазовая геология и геофизика, 1967, Ж 10, с. 10-12.

88. Марьенко Ю.И. Перерывы в осадконакоплении в осинском горизонте, возможность их обнаружения литологическим методом и связь с ними залежей нефти. В кн.: Труды ВНИИ. - М.: Недра, 1970, с.85-89.

89. Марьенко Ю.И., Постникова И.Е. Водорослевые фации соленосно-карбонатных толщ и их связь с нефтегазоносностью. Литология и полезные ископаемые, 1970, & 3, с.97-105.

90. Марьенко Ю.И. Влияние особенностей литификации карбонатных пород на характер их нефтегазоносности. М.: Недра, 1974, с.45-52.

91. Марьенко Ю.И. Нефтегазоносность карбонатных пород. М.: Недра, 1978, с.240.

92. Марковский Б.П. Методы биофациального анализа. М.: Недра, 1966, с.272.

93. Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. М.: Недра, 1970, с.10-40.

94. Месторождения нефти и газа Северо-западно-Европейской провинции. Под ред. С.П.Максимова. /Г.Х.Дикинштейн, В.В.Глушко,

95. Б.А.Соловьев и др. М.: Недра, 1975, с.208.

96. Методы изучения тектонических структур. М.: Изд-во АН СССР, т.1, с.333.

97. Мюллер П., Вингольц Р. О генезисе углеводородов в карбонатных породах цехштейна 2 (верхняя пермь) на территории ЭДР. В кн.: Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений.- М.: Недра, 1972, с.153-161.

98. Нейман В.Б. Вопросы методики палеотектонического анализа в платформенных условиях, 1962, с.10-35.

99. Нестеренко Л.П. О методике и основных задачах стратиграфических исследований пермских отложений Донбасса и Днепровско-Донецкой впадины. Геологический журнал, 1980, т.40, & 3, с.101-109.

100. Нестеренко JI«П. О методике корреляции разрезов нижнепермских отложений Донецкого бассейна, его северо-западных окраин и восточной части Днепровско-Донецкой впадины. Изв. АН СССР, сер. геология, 1958, & 2, с.ПО-118.

101. Нефтегазоносность миссисипских отложений бассейна Уиллистон /Г.В.Смит, Г.Е.Саммерс, Д.Воллингстон, Д.Л.Ли. В кн.; Распространение нефти. Перевод с англ. - М.: Гостоптехиздат, 1961, с.59-76.

102. Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления« Новосибирск: Наука, 1982, с.192.

103. Отражение разломов фундамента в пермской структуре Днепровско-Донецкой впадины. /Р.М.Пистрак, М.В.Галицкий, Е.И.Пашкевич, Н.Т.Пашова, К.С.Супронюк. Геотектоника, 1967, Л 4, с.3-14.

104. Палий A.M. Районирование нефтегазоносных территорий Украинской ССР. Геологический журнал, 1974, т.34, Л 4, с.122-126.

105. Палий A.M. Главные направления геолого-разведочных работ на нефть и газ в УССР. Нефтяная и газовая промышленность,1983, £ 4, с.I0-I3.

106. Пермские отложения Днепровско-Донецкой впадины. /Галицкий И.В. Киреева Г.Д., Пистрак P.M. и др. В кн.: Литология и палеогеография палеозойских отложений Русской платформы. - М.: Наука, 1972, с.243-248.

107. Перспективы нефтегазоносности карбонатных пород нижней перми Днепровско-Донецкой впадины. /Вакарчук Г.И., Лукин А.Е., Мясников В.И., Палий A.M., Ткачишин C.B. Геология нефти игаза, 1975, £ 2, с.35-41.

108. Прилипко И.П., Засядчук И,М. Особенности залегания газоносных пластов среди соленосно-ангидритовых пород юго-востока Днепров ско-Донецкой впадины. Геология и разведка газовых и га-зоконденсатных месторождений. Реф.сб. ВНИИЭгазпрома, 1973,4, с.3-8.

109. Прилипко И.П. Литолого-геологические признаки выявления коллекторов газа, приуроченных к хемогенным отложениям нижней перми ДДВ. Геологический журнал, 1981, т.41, Jk 6, с.122-128.

110. Промышленная газоконденсатная залежь с АВПД в нижнепермской хемогенной толще Мелиховского месторождения. /А.В.Бобошко, П.А.Гереш, В.И.Зильберман, М.Г.Ульянов. Нефтяная и газовая промышленность, 1978, Л 3, с.24-27.

111. Резервы наращивания запасов газа. /Ермаков В,И., Миронычев Ю.П. Немченко Н.Ю., Хельквист В.Г. Газовая промышленность,1977,1. J I, с.14-17.

112. Рябухин r.E.j Алиева Е.Р., Рудик В.А. Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока в связи с проявлением соляной тектоники. В кн.: Поиски нефти и газа в солянокупольных областях. - У.: Недра, 1970, с.259-268.

113. Рябых О.Ф. Красноцветная медистая и соленосная осадочные формации донецкой перми верхнего палеозоя. В кн.: Материалыпо геологии и газоносности нижнепермских отложений юга Русской платформы. Харьков: Кзд-во Харьков, гос. ун-та,1961, с.133-152.

114. Рябых О.Ф. Рассеянные битумы в донецком верхнем палеозое.- ДАН СССР, 1969, т.185, & 5, с.1119-1122.

115. Рябых О.Ф., Фации перми Восточно-Украинского нефтегазоносного бассейна. В кн.: Развитие газовой промышленности Украинской ССР. /Под ред. А.П.Агишева. - М.: Недра, 1972, с.158-165.

116. Сахибгареев P.C., Москвич В.А,, Комаров O.S. О рифогенной природе межсолевых отложений Осташковичского месторождения.- Докл. АН БССР, 1975, т.19, с.452-454.

117. Семенович В.В. О дальнейшем развитии научных исследований в области геологии; поисков и разведки нефти и газа. Советская геология, 1974, & 7, с.3-12.

118. Сендерс Дж. М., Фридмен Дж.М. Происхождение и распространение известняков. В кн.: Карбонатные породы. / Перв. с англ.,- М.: Мир, 1970, с.165-248.

119. Сливко Е.П. Аутигенное минералообразование в соленосных толщах Днепровско-Донецкой впадины. В кн.: Галогенные формации Украины и связанные с ними полезные ископаемые. / Под ред. В.И.Китыка. - Киев: Наукова думка, 1971, с.60-62.

120. Смелянский В.М., Петкова Н.И., Минтарович А.Б. Новые данные о строении никитовской и славянской свит нижней перми Днепт ровско-Донецкой впадины. В кн.: Материалы по геологии и неф-тегазоносности Украины. - М.: Недра, 1971, с.50-57.

121. Соболевский Ю.В., Чутко Е.Б., Шмеккер М.С. Об истории осадко-накопления хемогенной толщи нижней перми Днепровско-Донецкой впадины. В кн.: Материалы по геологии и нефтегазоносности Украины. - М.: Недра, 1971, с.57-67.

122. Страхов Н.М., Основы теории литогенеза. М.: йзд-во АН СССР. T.I. - 212 с.; Т.2. - 574 с. ; Т.З. - 212 с.

123. Стерлин Б.П., Томашунас Э.В.; Шумилина Т.И. Тектоническое районирование Днепровско-Донецкой впадины, как основа прогнозирования перспектив газоносности. М.: Изд-во ВНИИЭГазпром,1973, с.3-43.

124. Стерлин Б.П., Томашунас Э.В., Шумилина Т.И. Нефтегазогеоло-гическое районирование ДДВ, как основа раздельного подсчета прогнозных запасов газа и направленных поисков газовых месторождений. М.: Изд-во ВНИИЭГазпром, 1976, с.60.

125. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. /Бакиров A.A., Бакиров Э.А., Мелик-Пашаев B.C. и др. М.: Высшая школа, 1968, с.457.

126. Терещенко В.А., Яковлев О.Э. Газогидродинамические особенности нижнепермского хемогенного комплекса юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины. Нефтегазовая геология и геофизика, 1983, £ 6, с.3-4.

127. Тхостов Б.А. Начальные пластовые давления и геогидродинамические системы. М.: Недра, 1966, с.265.

128. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории. Перевод с авгл. /Под ред. В.Т.Фролова. М.: Недра, 1980, с.463.

129. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления. Перевод с англ. М.: Недра, 1980. - 398 с.

130. Формирование и размещение залежей нефти и газа Днепровско-Донецкой впадины. /В.А.Витенко, С.П.Витрик, В.Г.Демьянчук и др. Киев: Техника, 1971, с.31-41.

131. Форш Н.Н. К методике структурного анализа платформенных тектонических структур. М.: Гостоптехиздат, 1953,. с.20-70.

132. Черняков A.M. Использование аномально высокого пластового давления для установления времени формирования залежей газа.- Нефтяная и газовая промышленность, 1973, & 6, с.1-4.

133. Черняков A.M. Соляные диапиры Днепровско-Донецкой впадины и их связь с разломами. Бюл. МОИП, отд.геолог., 1981, т.56, вып.4, с.26-31.

134. Швай Л.П. Подземные воды Днепровско-Донецкой впадины в связи с нефтегазоносностью. М.: Недра, 1973, с.10-53.

135. Швецов М.С. Петрография осадочных пород. М.: Госгеолтехиз-дат, 1958, с.416.

136. Шпак П.Ф., Глушко В .В., Клиточенко И.Ф. О районировании нефтегазоносных территорий УССР. Геология нефти и газа, 197Г, Л 5, с.33-38.

137. Штилле Г. Ассинтская тектоника в геологическом лике Земли. Перевод с нем. / Под ред. В.ЕДайна и А.А.Богаанова. М.: Мир, 1968, с.68-71.

138. Яковлев О.Э. О времени формирования газовых залежей с АВПД в нижнепермской хемогенной толще юго-восточной части Днепровско-Донедкой впадины. Геология и разведка газовых и газоконден-сатных месторождений. - Реф. сб. ВНИИЭГазпрома, £ 5, 1979,с.13-17.

139. Яншин A.JI. О глубине солеродных бассейнов и некоторые вопросы формирования мощных соляных толщ. Геология и геофизика, 1961, â I, с.8-15.

140. Landes K.J£* Petroleum Geology of the United States. New York. 1970, p. 380.164. natural gases of Worth America. Tulsa, Okla., Amer.Assoc. Petrol. Qeol., 1968, vol. I, p. 1226; vol. 2 p. 1227-2493.

141. Peterson T.A., Qhlen H.R. Pennsylvanian shelf carbonates, Paradox Basin. In: ¿Shelf Carbonates of the Paradise Basin, rids. Bass. K.O., ¿»harp. ¿.L. Colorado: 1963, p. 65-79.

142. Peterson T.A. Distribution and origin of Pennsylvanian car-bonat maunds Paradox basin. Bull. Amer.Assoc.Petrol. GeoL, 1966, vol. 9, Wo 3, p. 914-920.1. ФОНДОВЫЕ МАТЕРИАЛЫ

143. С.В.Литвин и др. Фонды УкрНИИГаза, Харьков, 1982, с.264.

144. Литолого-стратиграфическая характеристика пермских отложений на разведочных площадях треста Харьковнефтегазразведка. Отчет по теме 5/67. /Р.И.Андреева, Я.И.Коломиец, М.Б.Куцика и др. Фонды Полтаванефтегазгеология, 1968. - III с.

145. Подсчет запасов Ефремовского газоконденсатного месторождения. /Л.Г.Краснов, И.И.Головацкий, И.И.Прилипко и др. Фонды ПО "Полтаванефтегазгеология", Полтава, 1970, т.1, с.40-60,с.120-140.

146. Подсчет запасов Кегичевского газоконденсатного месторождения /В.В.Сердюков, A.M.Черняков, И.А.Сафонкина и др. Фонды ПО Полтаванефтегазгеология". Полтава, 1972, т.1, с.60-110.

147. Проект опытно-промышленной эксплуатации газовых залежей хе-могенных отложений нижней перми Мелиховского газоконденсатного месторождения. /И.Н.Токой, Л.Я.Эглит, И.ЕЛысенко и др. Фонды УкрНИИГаза. Харьков, 1977, с.10-36.

148. УТВЕРЖДАЮ НАЧАЛЬНИК ХАРЬКОВСКОГО Копия ГАЗОПРОМЫСЛОВОГО УПРАВЛЕНИЯпечать подпись В.А.ПОЛУЛЯХ 19 октября 1984 г.1. АКТвнедрения диссертационной работы Яковлева О.Э.

149. Подробное наименование внедряемого мероприятия. Геологическое обоснование перспектив промышленной газоносности брянцевской ритмопачки карбонатно-галогенной /хемогенной/ толщи перми на Медведовском газоконденсатном месторождении.

150. Тема, задание, научное исследование, результатом которого явилась разработка мероприятия.

151. Диссертационная работа О.Э.Яковлева на тему "Условия формирования и перспективы открытия залежей газа в карбонатно-галогенной толще перми юго-востока Днепровско-Донецкой впадины."

152. Наименование предприятия, где произведено внедрение. Харьковское газопромысловое управление Всесоюзного промышленного объединения "Укргазпром".

153. Наименование объекта, где произведено внедрение. Медведовсаое газоконденсатное месторождение, разрабатываемое Харьковским газопромысловым управлением.

154. Основные результаты внедрения.

155. Результаты бурения и опробования разведочной скважины №102 подтвердит геологический прогноз и позволили получить прирост запасов газа а его дополнительную добычу.

156. НАЧАЛЬНИК ХАРЬКОВСКОГО ГАЗОПРОМЫСЛОВОГО УПРАВЛЕНИЯпечать подпись В.А.ПОДУЛЯХ3 октября 1984г.1. АКТвнедрения результатов диссертационной работы ЯКОВЛЕВА О.Э.

157. Тема, задание, научное исследование, результатом которого явилась разработка мероприятия.

158. Диссертационная работа О.Э.Яковлев а на тему "Условия формирования и перспективы открытия залежей газа в карбонатно-галогенной толще перми юго-востока Днепровско-Донецкой впадины

159. Наименование предприятия, где произведено внедрение. Харьковское газопромысловое управление Всесоюзного промышленного объединения по добыче газа "Укргазпром",

160. Наименование объекта, где произведено внедрение. Крестшценское газоконденсатное месторождение, разрабатываемое Харьковским газопромысловым управлением.

161. Основные результаты внедрения.

162. Результаты бурения разведочной скважины ЖЗОЗ подтвердили геологический прогноз и позволили получить прирост запасов газа и его дополнительную добычу.

163. Полученный эффект от внедрения рекомендаций по доразведке Крестшценского месторождения составил в 1983г. 578,255 тыс РУ<5.

164. Доля, полученная от внедрения результатов диссертационной рабошы т.Яковлева О.Э. в получении народно-хозяйственного эффекта составляет 20$ или 115,65 тыс. руб. / сто пятнадцать тысяч шестьсот пятьдесят руб. /.

165. НАЧАЛЬНИК ПЛАНОВОГО ОТДЕЛАподпись1. М.Г.БРУСС