Днепровско-донецкая нефтегазоносная область
Днепровско-Донецкая нефтегазоносная областьрасполагается в восточной части Украины, в пределах Черниговской, Cумской, Полтавской, Днепропетровской, Харьковской, Донецкой и Луганской областей (рис. 13). Тут сосредоточены основные нефтяные ресурсы Украины. Выявлено 45 продуктивных горизонтов. Промышленная разработка месторождений ведётся с 1952 г. Глубина залегания нефти до 4,5 км, газа - 5-5,8 км. Нефть – высокого качества, включает лёгкие фракции, малосернистая, плотность 850-860кг/м3. Газ метановый. Всего открыто 121 месторождение (17 нефтяных и 37 нефтегазовых). Крупнейшие: Гнединцевское, Леляковское, Качановское, Рыбальское, Радченковское, Прилуцкое, 67 газовых и газоконденсатных (Шебелинское и Ефремовское). Нефть впервые обнаружена в 1935 г. при поисках калийного сырья геологической партией АН УССР у восточной окраины г. Ромны Сумской области - из скважины ручного бурения было отобрано 2 т нефти, промышленные ее притоки были получены в 1939 г. В 1948-50 гг. были открыты Радченковское нефтегазового и Шебелинское газоконденсатное месторождения. В течение последующих 15 лет было открыто 34 месторождения и уже в 1962 г. регион давал бόльшую часть добываемой в Украине нефти, а в 1964 г. - и газа.
Днепровско-Донецкая впадина сложена осадочными отложениями, начиная с девона и заканчивая четвертичным периодом (рис. 14). Общая мощность осадочного комплекса впадины увеличивается с северо-запада на юго-восток с 2,5 км до 10 км, соответственно.
Девонская система представлена средним и верхним отделами. Средний девон представлен известняками и сланцами, которые подстилаются аракозовыми песчаниками. Франский ярус верхнего девона сложен каменной солью и пластами известняков, тогда как фаменский ярус представлен пёстроцветными песчано-глинистыми породами, диабазами, базальтами и мощной толщей каменной соли. Мощность верхнего девона до 3км.
Турнейский ярус и нижневизейский подъярус нижнего карбона сложен в основном известняками, глинистыми сланцами и песчаниками суммарной мощностью 170-260 м. Верхневизейские отложения того же состава несогласно залегают на всех более древних отложениях, но мощностью 380-1000 м, увеличивающейся в сторону Донбасса. Намюрский ярус сложен аргиллитами, алевролитами и пропластками известняков и углей суммарной мощностью 80-250 м. Башкирский ярус среднего карбона залегает несогласно, сложен переслаиванием аргиллитов, алевролитов, известняков и угля средней мощностью 330 м. Московский ярус среднего карбона и весь верхний карбон имеют аналогичный состав и мощность. Нижнепермские отложения сложены тремя свитами: медистыми песчаниками (пестроцветные глины, алевролиты, медистые песчаники и конгломераты мощностью 400-1900 м), известково-доломитовой (глины с пластами доломитов, известняков, гипсов и ангидритов) и соленосной свитой (пласты соли, ангидритов, известняков, доломитов и глин, мощностью около 1км). Верхняя пермь представлена песками, песчаниками и глинами мощностью 200-300 м. Триас представлен песчано-глинистыми и песчано-карбонатными отложениями мощностью 200-350 м, юра сложена песками, глинами с прослоями известняков мощностью 300-700 м. Меловые отложения сложены глинами, песками, песчаниками, мелом и мергелем мощностью 180-1140 м. Кайнозой сложен песками, глинами и суглинками суммарной мощностью 130-800 м.
1-6 - возраст доминирующего комплекса: 1 - раннепермский - позднекаменноугольный, 2 - среднекаменноугольный, 3 - серпуховский, 4 - поздневизейский, 5 - турне-поздневизейский, 6 - девонский; месторождения: 7 - нефтяные, 8 - газоконденсатные, 9 - газовые; границы: 10 - Днепровского грабена, 11 - доминирующих комплексов разного возраста, 12 - Кошелевсхого выступа. Нефтегазоносные зоны (районы): I - Чутово-Шебелинская, П - Полтавско-Боровская, Ш - Абазовско-Безлюдовская, IV - Сребненско-Северолуганская, V - Монастырищенская, VI - Черниговская, VII - Яблуновская, VIII - Тимофесвская, IX -Зачепиловско-Кременовская, Х - Мачекско-Руденковская, XI - Близнецовская, ХП - Рясковско-Богатойская, ХШ - Новоселковско-Левенцовская, XIV - Шевченковская. Месторождения: 1 - Глинско-Розбышевское, 2 - Ефремовское. 3 -- Западно-Крестищенское, 4 - Шебелинское, 5 - Яблуновское, 6 - Абазовское, 7 - Анастасьевское, 8 - Гнединцевское, 9 - Качановское, 10 - Котелевское, 11 - Леляковское, 12 - Опошнянское, 13 - Рыбальское, 14 - Тимофеевское
Рисунок 13 – Карта районирования Днепровско-Донецкой впадины по возрасту доминирующего по запасам продуктивного комплекса. По Б.П. Кабышеву
Днепровско-Донецкая нефтегазоносная область включает Днепровско-Донецкую впадину и северо-западную окраину Донбасса (Рис. 13), длинной 650-700 км и шириной 80-150 км расположена на Левобережной Украине. Наибольшими месторождениями также являются Охтырское, Яблуновское, Сагайдацкое, Зачепиловское. Прогнозные геологические запасы нефти в пределах области 7-15 млрд. т. нефтяного эквивалента. В месторождениях присутствует большое количество попутного газа.
1 - разрывные нарушения, 2 - соленосные отложения девона, 3 - дорифейский фундамент
Рисунок 14 - Схематический поперечный разрез Днепровско-Донецкой впадины полинии Ахтырка – Новомосковск
Наибольшим по объемам добычи, разведанным запасам и прогнозным ресурсам нефти и газа является Восточный район (59% запасов нефти, 78,7% добычи нефти, 81,5% запасов газа и 87,6% добычи газа). Днепровско-Донецкая нефтегазоносная область является частью Припятско-Донецкой нефтегазоносной провинции, протягивающейся от Белоруссии через Днепровскую низменность до Донбасса и границы с Россией. В тектоническом отношении область расположена в границах одноименной впадины (ДДВ), представляющей собой часть внутриплатформенной рифтовой системы - Сарматского линеамента, захватывая часть северной окраины Донбасса и южную окраину Воронежской антеклизы. Западной ее границей является Припятский грабен. Юго-восточным продолжением впадины является Донбасс, в пределах которого ожидаются значительные ресурсы метана, адсорбированного угольными пластами или сосредоточенного в трещинах и гранулярных коллекторах.
Днепровско-Донецкая впадина (ДДВ) — центральный структурный элемент рассматриваемого прогиба (Днепровско-Донецкий авлакоген), имеющий грабенообразное строение в нижней части, форму корытообразной впадины - в средней и пологой асимметричной синеклизы - в верхней. В докембрийском фундаменте впадина представляет собой ступенчатый грабен, в палеозое и мезозое – складчатое сооружение. На востоке авлакоген отделяется от Донбасса Переходной зоной. Составные элементы верхней и нижней частей впадины - Украинская синеклиза и Днепровский грабен. Общая протяженность впадины - 400 км, ширина - от 50-70 на северо-западе до 130-150 км на юго-востоке. Кристаллический фундамент погружен в северо-западной части ДДВ на 5-10 км, а на юго-востоке - до 15-17 км. Краевые разломы Приднепровского грабена (северный – Барановичско-Астраханский, южный – Припятско-Манычский) наклонены под углом 40-50°, иногда до 75-80°; максимальная амплитуда смещения по ним 5 км. Отложения, начиная с верхов визе и включая почти весь мезозой, выходят за границы краевых разломов, образуя Днепровско-Донецкую впадину. Верхний мел и кайнозой залегают в ином структурном плане и образуют синеклизу (рис. 14).
Нефтегазоносность впадины хорошо изучена; ресурсы ее недр оценены на площади 75 тыс. км2. Объем перспективных отложений в ее пределах превышают 0,35 млн. км3 и по этим показателям регион занимает одно из ведущих мест в Европе. Промышленная продуктивность установлена в диапазоне от юрских до архейско-протерозойских образований. Всего в разрезе фанерозоя выделено 99 продуктивных горизонтов с залежами углеводородов. Коллекторами служат гравеллиты, песчаники, алевролиты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты. Открытая пористость в обломочных породах составляет 1-20%, проницаемость 0,0001-3 мкм2.
Физико-химические свойства, компонентный состав углеводородов впадины разнообразны и зависят как от термобарических условий в недрах, так и от распределения органического вещества на глубинах. При низких температурах вещество системы имеет повышенное содержание нафтеновых, а при высоких - ароматических соединений.
Углеводородные газы без конденсата встречены в 10 небольших месторождениях, размещённых в юго-восточной части региона. К северо-западу, начиная от линии Качаловского-Новоукраинского-Голубовского месторождений, залежи газа чередуются со скоплениями нефти (48 месторождений). Ближайшие от поверхности скопления газа встречены на Спиваковском (440 м) и Ольховом (450 м) месторождениях, на глубинах более 5 км они известны в 34 месторождениях. Основные разведанные запасы газа приходятся на интервалы 1,5-2 км (25,2%) и 3,5-4 км (21,45%); на глубинах более 5 км их 6,25%.
Газоконденсатные залежи и скопления газов (115 месторождений) выявлены в широком стратиграфическом диапазоне, богатые газоконденсатные залежи сосредоточены в северной прибортовой зоне - Анастасьевское, Талалаевское, Васильевское и др. месторождения. Извлекаемые запасы конденсата размещаются на глубинах 3,5-4 км (25,8%) и 4-5 км (38,5%); в диапазоне глубин 1,5-2 км - 4,9%.
Нефть выявлена в нефтяных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях. Открыто 32 месторождения нефти, сосредоточенных в северо-западной части ДДВ и в пределах Ахтырского структурного выступа. Наибольшие запасы нефти выявлены в пределах Леляковской (60 млн. т) и Гнединцевской (более 48 млн. т) газонефтяных структур и Бугруватского месторождения нефти (более 20 млн. т). Наиболее глубокая залежь выявлена в турнейских образованиях Суховской площади (5 км). Ближайшие от поверхности залежи содержатся в Решетниковском (500 м) месторождении. Основные разведанные запасы нефти связаны с глубинами 1,5-2 км (49,7%) и 3,5-4 км (19,6%), нефти недонасыщенные и предельно насыщенные растворенным газом.
Основной составной частью свободных газов является метан, содержание которого колеблется от 35% до 99,6%. Региональной особенностью углеводородных газов является наличие гелия в промышленных концентрациях (до 0,14-0,17% на Коробочкинском месторождении), а также отсутствие сероводорода.
Преобладающая часть конденсатов впадины по составу нафтеново-метановая, лишь местами ароматично-метановая. Главное место в ней занимает бензиновая фракция, наибольшая концентрация которой зафиксирована в углеводородах южной прибортовой зоны (до 70-90%). В них отсутствуют смолистые вещества и парафины. Содержание серы незначительное.
Количество растворенного в нефти газа 20 - 350 м3/ м3. Большинство изученных нефтяных залежей (77%) залегает на глубинах более 3 км. Плотность нефти составляет 650-990 кг/м3, содержание серы 0,02-0,63%, парафинов 1-4% (увеличивается с глубиной). Содержание асфальтово-смолистых компонентов колеблется в пределах 3-16%. Нефть региона относится к метаново-нафтеновому, нафтеново-ароматичному, ароматичному или нафтеново-метановому типу.
В разрезе впадины выделяется два гидрогеологических этажа. Верхний этаж включает водоносные горизонты кайнозоя и мела, повсеместно, а более древние образования (юра, триас, местами карбон) только в периферических частях бассейна на глубинах от 200-300 и до 1000-1200 м, характеризуются артезианской циркуляцией инфильтрогенных, преимущественно пресных вод с газами атмосферного генезиса. Этаж включает две гидродинамические зоны - активного (кайнозой, верхний мел) и замедленного (сеноман-нижний мел и юра) водообмена и соответствует зоне гипергенеза.
Промышленные залежи углеводородов в этом этаже неизвестны, встречаются только небольшие нефтегазопроявления в очагах восходящей разгрузки из горизонтов нижнего этажа.
Нижний гидрогеологический этаж в центральной части ДДВ располагается под бат-байосским региональным флюидоупором. К периферии его кровля перемещается в триас, карбон, а затем выклинивается в осадочном чехле на бортах впадины. В нижнем этаже выделяются две гидродинамические зоны. Верхняя открытая зона (начального катагенеза), развита до глубин 4-5 км (на окраинах Донбасса меньше) характеризуется застойным режимом. В данной зоне развиты седиментогенные рассолы захороненных и метаморфизованных вод древних бассейнов седиментации различной солености, в основном рапы раннепермских и девонских эвапоритовых бассейнов.
К верхней зоне нижнего этажа приурочено большинство выявленных в регионе залежей нефти и газа. В красноцветном нижнепермско-верхнекаменноугольном комплексе залежи существуют на региональном фоне азотных водорастворенных газов и окружены углеводородными ореолами рассеяния газов из залежей, что отражает их формирование в результате восходящей миграции углеводородов из нижележащих комплексов. В сероцветных комплексах среднего и нижнего карбона в данной зоне регионально развиты углеводородные водорастворенные газы с высокой степенью газонасыщенности.
Нижняя зона нижнего этажа (глубинного катагенеза) развита на глубинах более 4-5 км (на окраинах Донбасса выше) в зоне пластовых температур более 120 оС, располагается под катагенетическим флюидоупором. Кровля зоны в северо-западном направлении и к бортам последовательно перемещается из среднего в нижний карбон и девон. Для данной зоны характерно развитие замкнутых резервуаров, представляющих термодегидратационные системы со сверхгидростатическими пластовыми давлениями, разгрузка флюидов из которых периодически происходит в вышележащую зону по раскрывающимся тектоническим нарушениям. В данной зоне выявлены промышленные залежи (Березовское, Степовое). Воды здесь седиментогенные и литогенные с минерализацией 70-150 г/л. Состав газов углеводородный, метановый с повышенным содержанием углекислоты и метаново-утлекислый.
Пластовые давления в залежах нефти и газа верхней открытой гидродинамической зоны нижнего этажа имеют гидростатическую природу.
В массивно-пластовых газоконденсатных залежах нижней перми-верхнего карбона юго-востока ДДВ, имеющих большую высоту (до 1 км и более) в верхних частях залежей возникают избыточные пластовые давления, намного превышающие региональные гидростатические (Шебелинское, Крестищенское и др.), коэффициент пластового давления до 1,4-1,8 на глубинах 1,3-2,8 км.
В нижней закрытой зоне нижнего гидрогеологического этажа в замкнутых газоводоносных резервуарах на глубинах более 4-5 км встречены сверхгидростатические пластовые давления с коэффициентом аномальности 1,2 - 2,1. Сверхгидростатические пластовые давления с коэффициентом аномальности 1,5-2,0 на глубинах 1,9-2,8 км встречены в изолированных внутрисолевых карбонатных резервуарах нижнепермской хемогенной толщи на юго-востоке ДДВ (Мелиховское, Кегичевское, Медведовское месторождения).
На ёмкостно-фильтрационные характеристики терригенных пород до глубин 3,5-4,0 км влияют условия седиментации. Девонские отложения обладают низкими (до 6%) коллекторскими свойствами, тогда как песчаники карбона и нижней перьми – более высокими (до 22%).
Первая залежь газа в карбонатных телах (эффективная пористость 25-30%) никитовской свиты, была открыта в пределах Леляковской структуры. С карбонатами визейского и турнейского возраста связаны резервуары ряда месторождений.
Флюидоупоры в пределах впадины по вещественному составу преимущественно глинистые или хемогенные, реже карбонатные или вулканогенные. Девонскими региональными флюидоупорами являются евлановско-ливенская (нижняя) и данковско-лебедянская (верхняя) соленосные толщи, максимальные мощности которых достигают 1900 и 300 м соответственно. К числу зональных относится глинистая «каолиновая» толща, перекрывающая нижнюю часть надсолевого девона, лиманская (бельская) глинистая толща и руденковские (верхнефаменские) глинистые пачки. Турнейскими и нижневизейскими региональными и зональными флюидоупорами являются малевская глинистая толща (30-220 м), известняково-глинистые пачки козелевского горизонта (30-210 м), глинисто-карбонатные толщи нижнего визе (до 150-200 м), глинистые пачки верхнего визе, нижне-, верхнесерпуховская и среднекаменноугольные глинистые пачки (до 150 м) и локальные верхнекаменноугольные флюидоупоры. Площади залежей колеблются от одного до 270 км2 (Шебелинское месторождение).
Характерным типом залежей в ДДВ являются массивно-пластовые сводовые, широко развитые в нижнепермско-верхнекаменноугольных и нижневизейско-турнейских комплексах. К ним относятся крупнейшие газовые (Шебелинское, Крестищенское и др.) и нефтяные (Леляковское, Гнединцевское) залежи. В хемогенной толще нижней перми и других комплексах известны литологически ограниченные залежи. Перспективными являются залежи в биогермных ловушках.
В регионе насчитывается 60 однозалежных месторождений (3 газовых, 15 нефтяных и 40 газоконденсатных). Многозалежные месторождения могут насчитывать десятки залежей углеводородов. Они образуют почти непрерывный продуктивный разрез от мезозоя до нижнего карбона, а иногда и девона. Этаж нефтегазоносноcти достигает на Качановском и Рыбальском месторождениях 2км и 2,3км соответственно. Большую высоту могут иметь и некоторые скопления углеводородов в массивно-пластовых ловушках (1,18км для Шебелинского месторождения).
Нефтегазоносные продуктивные комплексы ДДВ выделяются по нефтегазонасыщенным и экранирующим толщам разрезов.
Мезозойский комплекс включает 11 залежей нефти и газа 9 месторождений в толщах юры и триаса с общими запасами 1,5% от суммарных. Практическое значение сейчас не имеет.
Верхнекаменноугольно-пермский комплекс с 45 залежами 26 месторождений, где сосредоточено 56,6% разведанных запасов газа и 38,7% нефти. В этих отложениях заключены основные запасы Кобзевского месторождения. Дальнейшие перспективы связывают с приштоковыми залежами. Потенциальные ресурсы разведаны более чем на 90%.
Среднекаменноугольный комплекс содержит 165 залежей (более 5% разведанных запасов). С ним прогнозируется открытие значительных по запасам месторождений. Поисковые работы ведутся попутно при оценке продуктивности толщ нижнего карбона.
Серпуховским комплекс со 164 залежами 68 месторождений (8,3% разведанных запасов), уровень разведанности начальных ресурсов более 30%. Прогнозная оценка его нефтегазоносное высока, особенно в связи с открытием газоконденсатных залежей Котелевско-Березовской группы месторождений.
Верхневизейский комплекс с 332 залежами 119 месторождений (26,4% разведанных запасов) по своим потенциальным возможностям занимает ведущее место, с ним связано большинство открытых залежей неантиклинального типа.
Турнейско-нижневизейский комплекс с 83 залежами 70 месторождений (9,4% разведанных запасов) по потенциальным возможностям занимает второе место. Характеризуется наличием терригенных и трещиноватых карбонатных коллекторов (Яблуновское, Багатойское и др. месторождения), литологической расчлененностью, невыдержанностью глинистых прослоев в мощных толщах пород-коллекторов.
Девонский комплекс имеет залежи промышленного значения в 8 месторождениях (менее 1% разведанных запасов), перспективы комплекса не ясны.
В двух месторождениях докембрийского комплекса (Хухрянское и Юльевское) содержится около 0,5% разведанных запасов углеводородов.
Районирование Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области базируется на геологическом строении, развитии разных типов локальных структур, пространственном размещении залежей и месторождений углеводородов, их фазовом состояния, продуктивности комплексов и т.д. По этим критериям выделено 15 нефтегазоносных районов.
Черниговско-Брагинский перспективный район пока не имеет открытых месторождений. Он включает все зоны одноименного выступа в прогибе и протягивается до границы с Припятским грабеном (впадиной), который размещается между Лоевско-Брагинским и Кошелевским выступами. В его пределах возможно открытие мелких нефтяных месторождений в прибортовых зонах.
Монастыришенско-Софиевский нефтеносный район от предыдущего отличается существенным возрастанием мощности каменноугольных отложений, в которых открыты промышленные скопления нефти в среднекаменноугольном, верхневизейском и нижневизейско-турнейском комплексах. Мелкие нефтяные месторождения связаны с антиклинальными поднятиями. Степень разведанности его ресурсов 26%.
Талалаевско-Рыбальский нефтегазоносный район имеет высокую плотность разведанных ресурсов. Отмечена промышленная нефтегазоносность от юрских до девонских образований. Открыты залежи углеводородов на значительных глубинах: газоконденсата – 5,6 км (Степовое месторождение), нефти - более 5 км (Суховское месторождении). Степень разведанности ресурсов около 58%.
Глинско-Солоховский газонефтеносный район содержит наиболее глубокую залежь газоконденсата (Перевозовское месторождение, 6,3 км). В составе района находятся обширные соляные валы, каждый из которых имеет по несколько месторождений. Большая мощность нефтегазоносных отложений нижнего карбона, которые залегают на глубинах до 7 км, делает эту площадь наиболее перспективной для поисков новых месторождений. Степень разведанности около 49%.
Антоновско-Белоцерковский нефтегазоносный район. Поисковыми работами оценен весь фонд антиклинальных структур и моноклинальные склоны Белоцерковского выступа, открыто два мелкие месторождения, перспективы связываются с нетрадиционными ловушками. Степень разведанности 2%.
Рябухинско-Североголубовский газоносный район включает Змиевскую моноклиналь. В его пределах установлена продуктивность среднекаменноугольных, серпуховских и верхневизейских отложений, перспективы связываются с погребенными складками и неантиклинальными ловушками. Степень разведанности около 8%.
Машевско-Шебелинский газоносный район расположен в погруженной части впадины, где находятся наибольшие газоконденсатные месторождения. Они приурочены к межкупольным погребенным структурам в отложениях нижней перми-верхнего карбона. Пластовая каменная соль краматорской свиты вместе с диапировой франского яруса образуют здесь грибовидные тела, под которыми в массивно-пластовых ловушках сформировались крупные залежи газоконденсата. Наращивание разведанных запасов связывается с открытием приштоковых залежей, а также залежей в неантиклинальных ловушках на склонах структурных валов. Степень разведанности более 88%.
Руденковско-Пролетарский нефтегазоносный район отличается высокими перспективами и широким стратиграфическим диапазоном продуктивных отложений от юрского до турнейского возраста включительно, большинство месторождений расположено в пределах Зачепиловско-Левенцовского вала вдоль южного краевого разлома. Степень разведанности 43,5%.
Октябрьско-Лозовской перспективный район включает Лозовскую моноклиналь, несогласные сбросы являются экранами для залежей северной прибортовой зоны ДДВ. Прогнозируются залежи, подобные таковым на Змиевской моноклинали.
Спиваковский газоносный район расположен на территории развития многокилометровой толщи карбона. Открытые здесь месторождения газоконденсата свидетельствуют о возможности существования промышленных скоплений углеводородов. Степень разведанности 2,6%.
Кальмиус-Бахмутский газоносный район охватывает площадь двух одноименных котловин и их склонов, на восток от которых начинается Донбасс. До открытия небольшого Лаврентиевского газоконденсатного месторождения этот район считался малоперспективным. Степень его разведанности менее 1%.
Северный борт — это нефтегазоносный район, расположенный за пределами грабена, где отсутствуют хемогенные и галогенные образования нижней перми, а также хорошо выражены складки северо-западного простирания, небольшие мощности осадочного чехла (до 4 км). Открытие Владимировского, Хухрянского, Скворцовского и других месторождений доказали промышленную нефтегазоносность района. Перспективы района связываются с отложениями среднего и нижнего карбона, а также верхней части разреза кристаллического фундамента. Степень разведанности начальных ресурсов около 18%.
Южный борт - перспективный район, который пока не получил количественной оценки ресурсов, характеризуется небольшими мощностями каменноугольных отложений, дислоцированностью и чехлом мезокайнозойских толщ, ожидается открытие углеводородов в кристаллическом фундаменте.
Краснорецкий газоносный район расположен на северной окраине Донбасса. Он расчленен системой субширотных сбросов, к которым прилегает цепь вытянутых конседиментационных складок со срезанными северными крыльями. Здесь установлена промышленная газоносность среднего карбона, прямые признаки газоносности получены для серпуховских отложений Муратовской структуры. Степень разведанности более 25%.
Лисичанский перспективный район расположен в зоне мелкой складчатости Донбасса. Здесь развита система надвигов, под которыми прогнозируются скопления газа.
Шебелинское газоконденсатное месторождение со сводовой тектонически нарушенной залежью находится в приосевой части впадины, в пределах Харьковской области. Приурочено к крупной сквозной брахиантиклинальной асимметричной складке северо-западного простирания размером 29x10,5 км в контуре газоносности. На месторождении установлено 13 продуктивных горизонтов, образующих сводовую массивно-пластовую залежь высотой около 1 км с общим газо-водяным контактом на абсолютной отметке -2270 м. Газоносны отложения картамышской и никитовской толщ нижней перми, араукаритовой свиты верхнего карбона. Покрышкой для залежи является нижнепермская соленосная толща мощностью около 500 м. Газ по составу метановый (93-94%). Для залежи было характерно избыточное пластовое давление. Месторождение открыто в 1950 г., введено в разработку в 1956 и к настоящему времени в основном выработано. Общие запасы составляли 720 млрд. м3.
Рисунок 15 – Основные месторождения полезных ископаемых Украины
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
3. Авдонин В.В. Месторождения металлических полезных ископаемых / В.В. Авдонин, Б.Е. Бойцов, В.М. Григорьев и др. – М.: ЗАО «Геоинформмарк», 1999. – 272 с.
2. Бека К., Высоцкий И. Геология нефти и газа. М., «Недра», 1976. 592с.
3. Горовой А.Ф., Кірюков В.В., Брижанев А.М. Геологія та розвідка вугільних родовищ. – К.: МНіОУ, 1994. – 230 с.
4. Еремин Н.И. Неметаллические полезные ископаемые / Н.И. Еремин. М.: - Изд. МГУ, 2004. – 223 с.
5. Нагорний Ю.М., Нагорний В.М., Приходченко В.Ф. Геологія вугільних родовищ: Навч. Посібник. Дніпропетровськ: НГУ, 2005. – 338 с.
6. Соловьев В.О. и др. Геология и нефтегазоносность Украины: Учебное и справочное пособие. – Харьков: Курсор,2007. – 294 с.