Відомості про термобаричні умови і розповсюдження нафтових і газових родовищ Дніпровсько-Донецької западини
В ДДз аномально високих температурних умов по замірах температур в свердловинах, які бурились на родовищах вуглеводнів розташованих на різних дільницях її території не відмічено (таблиця 4.2). Навпаки фіксуються умови з підвищеним геотермічними ступенями, що відповідає заниженим геотермічним градієнтам. Як можна бачити з таблиці 13, геотермічні степені коливаються тут від нормальних 27,4-33,9 м на 1оС до підвищених 44,9-51,4 м на 1оС.
В напрямку з північного заходу на південний схід в ДДз відмічається закономірна зміна вуглеводневого фазового складу в родовищах від чисто нафтових (родовища нафти Чернігівської області) до газоконденсатних (родовища півдня Харківської і Полтавської областей) і, на кінець, до чисто газових (південь Полтавської області, крайня північ Донецької області).
В аналогічному ж напрямку відмічається деяка зміна пластових тисків в покладах вуглеводнів ДДз. На нашу думку зміна пластових тисків з північного заходу на південний схід можливо пов’язана з тим, що на півночі ДДз поклади вуглеводнів належать до пологих куполовидних антикліналей, які характеризуються низькими значеннями коефіцієнтів інтенсивності структур. Тут не було інтенсивного тектонічного стискування природних резервуарів.
Що стосується півдня Харківської області і Полтавської області, то тут в ДДз дія тектонічного фактору пов’язана, мабуть з формуванням соляних куполів в девонських відкладах. В процесі росту соляних куполів мало місце стискування і деформування природних резервуарів, завдяки чому, в них виникли аномально високі (зверхгідростатичні) пластові тиски. Кількісні характеристики деяких структур ДДз і відомості про пластові тиски приводяться в таблиці 14 Газові поклади в південно-східній частині ДДз формувались ймовірно, внаслідок міграції газу з глибинних шарів Донецького кам’яновугільного басейну, мабуть, в процесі інтенсивного метаморфізму пластів вугілля.
Таблиця 4.2 Термобаричні умови Дніпровсько-Донецької западини
| Площа (родовище) | Глибина, м | Температура, 0С | Геотермічний ступінь | Коефіцієнт аномальності поч. пластового тиску |
| Монастирищенська Прилуцька Мільківська Леляківська Богданівська Гнідинцівська Великобубнівська Чижівська Глинсько–Розбишівська Ново-Троїцька Чернухінська Рибальська Малосорочинська Потічанська Ліманська Зачепилівська Машевська Опошнянська Солохівська Новогригорівська Перещепинська Східно-Новоселівська Миколаївська Західно-Соснівська Шебелинська Миролюбівська Голубівська Левинцівська Західно-Хрестищинська Мелехівська Вернеланівська Західно-Медведівська Кременівська Волохівська Краснопопівська Борівська Вергунська Ольховська | 37,6 29,1 36,9 46,1 31,9 46,6 35,6 38,6 40,2 42,9 38,8 40,7 31,7 33,6 36,8 48,0 40,5 39,6 38,9 32,1 39,3 42,6 32,7 52,4 43,3 37,1 42,6 33,9 49,9 45,5 51,4 47,5 39,4 40,7 27,4 35,0 43,0 33,9 | 1,10 1,16 1,03 1,02 1,09 1,02 1,02 1,07 1,13 1,04 1,00 1,17 1,06 1,03 1,00 1,10 1,11 1,22 - 1,00 1,02 1,01 1,02 - 1,15 1,04 - 1,02 1,18 1,19 1,18 1,26 1,10 1,02 - 1,02 1,05 1,05 |
Середнє значення геотермічного ступеня в границях досліджуваних глибин 39,5 м на 1оС.
Таблиця 4.3 Кількісні характеристики структур, заміряні пластові тиски (Рн) і їх коефіцієнт аномальності (Ка) в нафтогазоводоносних структурах (на ГВК, ВНК і в воді) Дніпровсько-Донецької западини