Глубинное строение и перспективы нефтегазоносности северной прибортовой зоны Днепровско-Донецкой впадины

Тип работы:
Диссертация
Предмет:
Геолого-минералогические науки
Страниц:
227


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ДнепроЕско-Донецкая впадина /ДПВ/ является крупной и достаточно изученной нефтегазоносной областью европейской части страны. В ней добывается более Э0% нефти и газа на Украине. В месте с тем детально разведаны здесь лишь верхние этажи осадочного чехла, и перспективы открытия новых промышленных скоплений утле-водородов /УВ/ связываются с глубокозалегаюцими отложениями палеозоя, отличающимися исключительно сложным геологическим строением.

В таких условиях рентабельность поисков и разведки углеводородных скоплений, как известно, во многом обеспечивается степенью изученности недр, познания закономерностей пространственного размещения этих полезных ископаемых. В этой связи и с целью разработки мероприятий, направленных на повышение эффективности поисково-разведочных работ на больших глубинах, важное значение очевидно приобретает проведение детальных исследований не на отдельных локальных площадях, а в пределах крупных районов. В соответствии с отмеченным проводилось детальное изучение геологического строения и нефтегазоносноети глубоких горизонтов в северной прибортовой зоне ДДВ, на участке площадью более р

2000 км, ограниченном реками Остром и Хоролом /рис. 1/. Район, Еыбранный нами как полигон, примечателен, прежде всего, своей высокой перспективностью и наличием целого ряда месторождений, залежи нефти и газа которых приурочены к малоамплитудным поднятиям, погребенным на глубины 4000 и более метров, повышенным содержанием пентанов и вышекипящих УВ в продукции скважин и, наконец, высокой степенью изученности глубоких горизонтов.

В задачу исследований входило:

I. Выяснение влияния тектонического, литологического и гид

— о 1 о рогеологического факторов на распределение промышленных скоплений УВ в нижнекаменноугольном комплексе осадков.

2. Совершенствование методов изучения сложных по характеру углеводородонасыщения глубокозалегающих залежей.

3. Оценка перспектив нефтегазоносноети и обоснование рекомендаций по дальнейшему направлению геологоразведочных работ в данном районе.

При решении поставленных вопросов использованы фактические данные разведочной геофизики и бурения, полученные производственными объединениями & quot-Укргеофизика"-, & quot-Черниговнефтегазогеология"-, & quot-Полгаванефтегазгеология"-, & quot-Укрнефть"-, фондовые материалы Укр-НИГРИ, УкрНИИГаза, а также ряд положений региональной тектоники, структурной и нефтепромысловой геологии, гидрогеологии, физики нефтяного пласта и неотектоники.

В результате выполненных исследований на базе современных, теоретически обоснованных представлений о тектонической зональности под углом к региональному простиранию разработана новая модель строения нижнекаменноугольного структурного этажа. Это в комплексе с гидродинамическими, геохимическими и другими критериями послужило основой для оценки перспектив промышленной нефтегазоносное ти исследуемого района. Выполненные исследования позволили обосновать новые направления поисково-разведочных работ, связанные с поисками и разведкой погребенных малоамплитудных поднятий, и тем самым расширить перспективы нефтегазоносно-сти отложений нижнего карбона. Кроме того, результаты исследований служат основанием для выбора рациональной системы разработки ряда нефтяных и газоконденсатных месторождений ДПВ.

Основные результаты исследований и положений работы докладывались на НТС НГДУ & quot-Черниговнефтегаз"-, заседаниях Ученого Совета Укргипрониинефть, на научно-технических совещаниях Миннефтепрока и МИНХ и Ш /г. Ивано-Франковск, 1979 г./ и объединения & quot-Укрнефть"- /г. Ивано-Франковск, 1980 г. /, на Ж юбилейной научно-технической конференции УкрНИГРИ /г. Чернигов, 1982 г./. Результаты изучения нижнекаменноугольного продуктивного комплекса осадков изложены в фондовых работах института Укргипрониинефть за 1973−1984 г. г.

В процессе разработок, выполненных при непосредственном участии автора, были открыты Бугреватовское и Козиевсков месторождения, заметно ускорена доразведка Талалавеского, Скороходов-ского, МатлахоЕСкого, Артюховского, Анастасьевского и других месторождений. Результаты выполненных исследований использованы при составлении проектов и технологических схем разработки девяти месторождений нефти и газа, а также ТЭО развития Роменско-го нефтегазопромыслового района до 1990 г. Принят к внедрению рекомендованный автором способ исследования глубокозалегающих нефтегазоконденсатных залежей по результатам поинтервального опробования.

В работе подведены итоги исследований, выполненных автором в Государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности /Укргипрониинефть/ за последние II лет.

Автор приносит искреннюю благодарность научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук И. М. Михайлову, заведующему лабораторией разработки направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ на Украине и в Белоруссии, кандидату геолого-минералогических наук ШахноЕСкому И.М., а также коллегам по работе и сотрудникам ИГ и РГИ, & quot-Укрнефть"-, «Черниговнефте-газгеология» и & quot-Полтаванвфтегазгеология"- за оказанное содействие при выполнении данной работы.

I. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ ДНЕПРОВСКО-Ж)НЕНКОЙ ВПАДИНЫ

Днепровско-Донецкая впадина расположена в южной части Русской платформы и является одним из звеньев крупного Сарматско-Туранского линеамента, протягиващегося прерывисто от отрогов Гиссарского хребта на юго-востоке до Подлясско-Бреетекого прогиба на северо-западе /Р.Е. Айзберг, Р. Г. Гарецкий, A.M. Синичка, 1971/. Продолжением впадины к юго-востоку является складчатое сооружение Донецкого бассейна, а в северо-западном направлении -Принятокий прогиб. Вместе они образуют довольно узкий /60−120 км/ Доно-Днепровский палеозойский прогиб, вытянутый на расстояние более 600 км между Украинским щитом и Воронежской антеклизой.

На природу и механизм формирования ДИВ нет единой точки зрения. Одни исследователи /В.А. Магницкий, 1948- В. В. Белоусов, 1962- Н. С. Шатский, 1964- В.Г. Бондарчук- 1956, 1961- С. И. Субботин, 1968- Н. Ф. Балуховский, 1975/ в формировании структур типа ДДВ отдают предпочтение вертикальным движениям /прогибанию/ земной коры вследствие процессов гравитационной дифференциации вещества мантии Земли и нисходящих движений сиалических масс, другие /М.В. Муратов, М. Ф. Микунов, Е. С. Чернова, 1962- А. А. Богданов, В. Е. Хаин, 1964- В. К. Гавриш, 1969, 1974/ - растяжению консолидированной оболочки Земли. Материалы ГСЗ, свидетельствующие об утонении гранитной и базальтовой оболочек под впадиной, больше подтверждают концепцию образования ДДВ в результате растяжения земной коры.

С генетической точки зрения ДДВ относится к авлакогенам /Н.С. Шатский, 1964- М. В. Чирвинская, 1967, 1972- В. М. Завьялов, 1973- В. А. Разницын, 1976/, субгеосинклиналям /В.Г. Бондарчук, 1959- А. Я. Радзивилл и др., 1979/, грабенам /И.А. Балабушввич,

1949/, рифтогенам /В.К. Гавриш, 1969, 1974/, рифтам /В.К. Гавриш, 1978, 198I- Р. Е. Айзберг и др., 197I- В. Б. Соллогуб, М.В. Чирвин-ская, А. В. Чекунов, 1975/ или палеорифтам /Л.П. Алексеева, А.А. Би-лык и др., 1979/. Такое обилие в терминологии обусловлено очевидно как исключительной сложностью строения впадины, так и ее недостаточной изученностью. И, какой из предлагаемых терминов более удачен, в данной работе не является предметом анализа. В то же время нельзя не отметить настоятельные рекомендации ряда исследователей относить ДПВ к рифтам, что аргументируется проявлением в позднем девоне щелочно-ультраосновного, щелочно-базальтоидно-го магматизма с накоплением мощных толщ агломератовых лав, сходных с формациями рифтовых зон Восточной Африки и Западной Европы /3. Юшкевич, Т. В. Завьялова, 1977/. Вместе с этим между понятиями & quot-рифт"- и & quot-грабен"- нет достаточно четкого разграничения. Так, по В. К. Гавришу /1981/, & quot-рифт является совокупностью грабенов или крупный грабен& quot-. В этой связи также напомним, что приоритет термина & quot-грабен"- в публикуемых и рукописных работах по тектонике ДДВ более чем очевиден.

Днепровско-Донецкая впадина представляет собой сложно построенный грабен, выполненный палеозойскими и мезокайнозойскими осадочными породами общей мощностью от 2 до 12 км /Стратиграфия УССР, 1963−1975/. Вопросы по литологии и стратиграфии ДДВ подробно изложены в трудах A.M. Куцыбы, Д. Е. Айзенверга, Р. М. Нистрак, Е. И. Пашкевич, Н. П. Семененко, Л. Г. Ткачука, Н. Е. Бражниковой, А. П. Ротая, Ф. ЕЛапчика, 0.1. Эйнор, 0.К. Коптаренко-Черноусовой, Б. П. Стерлина, А. И. Ляшенко, В. А. Хоменко, А. Д. Бритченко и других исследователей. В данной работе они приводятся в краткой форме.

Осадочный чехол в Днепровско-Донецкой впадине залегает на дислоцированном докембрийском основании, представленном разнообразными гнейсами, мигматитами, гранитами, сиенит-гранитами, дацитами, диабазами и пр. с дайками и прожилками пород основного состава, аналогичными кристаллическим образованиям Украинского щита и Воронежского массива /Н.П. Семененко, Н. Г. Вадимов, М. В. Ивантишин и др., 1958/. Кровельная часть кристаллического фундамента представляет собой кору выветривания мощностью до нескольких десятков метров /З. МЛяшкевич, Т. В. Завьялова, 1977/.

Самыми древними осадочными породами, достоверно установленными в регионе, являются отложения девонской системы /А.М. Куцы-ба, 1958/. В наиболее погруженной приосевой части впадины предполагаются рифейские образования /В.Б. Соллогуб, М. В. Чирвинская, А. В. Чекунов, 1975/.

Отложения девона, трансгрессивно лежащие на неровной поверхности фундамента, в объеме среднего /эйфельский, живетский/ и верхнего /франский, фаменский ярусы/ отделов, характеризуются чрезвычайной невыдержанностью и литолого-фациальной изменчивостью по площади и разрезу.

Средний девон, известный под названием & quot-белого девона& quot- /Д.Е. Айзенверг, 0.Р. Коноплина, П. КЛагутин, 1962/, сложен чередованием разнозернистых кварцевых песчаников и аргиллитов /пярнус-ко-наровские слои эйфельского яруса/. В верхней части отдела /старооскольский горизонт живетского яруса/ увеличивается доля пелиторных пород, появляются карбонатные разности. Фиксируемая мощность отложений среднего девона незначительна, и редко превышает 100 м.

Beрхнедевонекие образования представлены всеми горизонтами, известными в центральной части Русской платформы. Среди них согласно Унифицированной схеме 1962−1965 гг. выделяются отложения франского и фаменского ярусов, расчленяющихся на более мелкие стратиграфические подразделения.

На практике верхнедевонские отложения расчленяются /В.И. Китык, 1970/ на пять различных литолого-радиальных толщ: I/ подсо-левую, условно сопоставляемую с воронежским и евлановским горизонтами нижнефранского подьяруса- 2/ нижнюю соленосную, которая парализируется с частью евлановского и ливенским горизонтами верхнего франа- 3/ межсолевую, отождествляемую с задонским и елецким горизонтами нижнего фамена- 4/ верхнюю соленосную, сопоставляемую с лебедянскиы и частью елецкого горизонтами верхнего фамена и 5/ надсолевую, к которой условно относится данково-лббедянский горизонт, венчающий разрез девонских отложений.

Наличие среди & quot-нормальных"- морских и континентальных лито-фаций мощных толщ вулканогенных /алатырский, данково-лебедянский горизонтц/ и хемогенных /евланово-ливенский, елецкий/ пород является одной из наиболее характерных особенностей верхнедевонского разреза впадины. Это свидетельствует о том, что морской режим в осадконакоплении, сменяясь лагунно-континентальным, зачастую сопровождался интенсивной вулканической деятельностью.

Мощность отложений девона варьирует в достаточно широких пределах, достигая в депрессионных участках 4000 м.

Осадочные образования каменноугольной системы, залегающие с резким угловым и стратиграфическим несогласием на разновозрастных породах девона, представлены всеми тремя отделами,

Нижнекаменноугольный комплекс пород в объеме турнейского, визейского и серпуховского ярусов не подвержены столь резкой литолого-фациальной изменчивости. Сложены они в основном ритмичным переслаиванием терригенных пород /песчаников, алевролитов, аргиллитов/ с карбонатными отложениями и прослоями каменных углей. Мощность осадочных образований нижнего карбона более выдержанна. Она постепенно увеличивается в сторону погружения фундамента, достигая в депрессионных участках 2000 м. Однако мощность терригенной пестроцветной толщи турнейского яруса /зачедшювской свиты/ все еще меняется в весьма значительных пределах — от 90 до 700 м /Е.И. Пашкевич, Р. М. Пистрак, Н. А. Самборский, 1959- С. С. Восанчук, А. А. Муромцева, 1964/.

Среднекаменноугольные отложения, трансгрессивно залегающие на подстилающих породах нижнего карбона, представлены башкирским и московским ярусами. Характеризуются они повышенным содержанием песчаников и алевролитов. Мощность отложений этого отдела составляет 300−1500 м.

Осадочный разрез верхнего карбона в объеме касимовского и гжельского ярусов сложен в основном пестроцветными песчано-гли-нистыми породами мощностью до 1000 м.

Общая мощность отложений каменноугольной системы достигает 4500 м.

Образования пермской системы, представленные нижним отделом, залегают с угловым и стратиграфическим несогласием на породах карбона. В составе нижней перми выделяются /В.Г. Алексеева, МЛЛевенштейн, 1959/ сакмарский и ассельский ярусы, которые в нижней части сложены пестроцветными песчано-глинистыми породами с редкими прослоями известняков и доломитов. В вышележащем разрезе ассельского яруса, расчленяемого на картомышскую, никитов-скую и славянскую свиты /И.Ю. Лапчик, ДЛ. Степанов, 1962/, преобладают хемогенные осадки /каменная соль, ангидриты, гипсы, доломиты, известняки и пр./. Мощность их на юго-востоке впадины достигает 1500 м.

Более молодой комплекс пород сложен терригенными, частично карбонатными отложениями триаса, юры, мела, палеогена, неогена и антропогена. Суммарная его мощность — 2000−3000 м.

Приведенная литолого-стратиграфическая характеристика разреза указывает на существование чрезвычайно сложной обстановки седиментации на протяжении почти всех этапов геологического развития впадины. Судя по резкой смене литофаций и мощностей в нижней части палеозойского разреза, а также их распространению по площади, к поздновизейскому времени закончился наиболее тектонически активный, авлакогенный или рифтогенный этап развития впадины и начался новый синеклизный /М.В. Муратов, М. Ф. Микунов, Е. С. Чернова, 1962- В. К. Гавриш, 1969/ с периодической активизацией тектонических движений в бретонской, саальской и ларамий-ской фазах складчатости. Это обусловило формирование в осадочном чехле ДПВ четырех структурных этажей: девонского, каменно-угольно-нижнепермского, мезозойского и кайнозойского /С.Д. Гемп, 1969/.

Ведущая роль в строении впадины принадлежит системе дизъюнктивных дислокаций, среди которых выделяются продольные, северо-западные разломы, на существование которых в юго-восточной части Русской платформы впервые указывал А. П. Карпинский /1883/, и получивших впоследствии название & quot-линий Карпинского& quot-. Они не только обусловили заложение Днепровско-Донецкой впадины, но и предопределили направление и очертание ДДВ и таких крупных структурных элементов Восточно-Европейской и Турано-Скифских плит, как Припятский прогиб, Донецкий бассейн, погребенный кряж на его восточном погружении. Мангышлакское складчатое сооружение, а также валы Бухаро-Хивинской зоны /Н.Ю. Успенская, 1961/. Важность продольных разломов в строении ДПВ казалась настолько очевидной, что они были положены в основу ее геотектонического районирования.

В ДПВ выделяются юго-западный, северо-восточный борты и грабен или рифт, ограниченный краевыми разломами, характеризующимися значительной протяженностью /свыше 3000 км/, глубиной заложения /до 45 км/ и длительностью развития /от позднего девона до антропогена включительно/. В грабене прослеживаются центральная часть, северная и юкная приботовые зоны или & quot-зоны ступенчатых сбросов& quot- /В.Я. Клименко, 1959/, & quot-зоны краевых дислокаций& quot- /А.А. Билык, 1962/, разграниченные также продольными разломами.

Краевыми разломами, имеющими в целом северо-западную ориентировку, контролируется распространение нижней части осадочно-эффузивной толщи пород, включая девонские, турнейские и частично визейские. Вышележащие же отложения находятся и за пределами грабена, где они имеют моноклинальное залегание. В области грабена осадочные образования повсеместно собраны в складки, нередко осложненные соляным диапиризмом, а в зонах краевых разломов они дислоцированы разрывами /Г.Н. Доленко, С. А. Варичев, Н. О. Галабуда и др., 1975- В. А. Витенко, Б. П. Кабышев, 1977/.

Помимо продольных рифейско-девонских глубинных разломов, в ДДВ прослеживаются и более древние дислокации, архей-протерозой-ского заложения, простирание которых не совпадает с региональной ориентировкой грабена. Общепризнано, что такие тектонические элементы, часто именуемые поперечными, играют существенную роль в истории геологического развития впадины, становлении ее структурного плана и пространственном размещении месторождений полезных ископаемых /Д.И. Соболев, 1936, 1949, и др.- П. И. Степанов, 1944- И. С. Шарапов, 1954- Р. М. Пистрак, 1962- М. В. Чирвинская, 1963 и др.- Р. И. Андреева, 1964- И. А. Балабушевич, 1965- В. К. Гавриш, 1969−198I- Д. Я. Токарекий, 1976 и другие/.

Современное состояние изученности региона не позволяет однозначно выделять и прослеживать такие структурные элементы, хотя некоторые из них /Криворожеко-Комаричская, Семеновско-Холмская, Новомиргород-Щорская/ фиксируются цепочками аномалий в магнитном и гравитационном полях и прослеживаются при дешифрировании аэрокосмических снимков /В.К. Гавриш, Л. И. Рябчук, 1981, рис. 1/. Поэтому местоположение таких структур, во многом зависимое от принятых

СХЕМА ПРИОСЕВЫХЗОН ЛИНЕАМЕНТНЫХ

ПОДНЯТИЙ Днепровско-Донецкой ВПАДИНЫ по Tokapckomu, I976'

2Q3

ОТ 1 i-Kpaebbie нарушения ?)мепоо6скаго грабена г-регионаломые npocpunu КМПВиГСЗ з-приосебй'е зоны линеаментных поЭнятии I-Ш-сеЬеро-Ьостомного простирания (капеЗонского заложения) Ж-Ж-субширотного простирания (готского заложения) Ш-ЧШ- блиэмериЗионального аростирания^акса-ганского заложения

Рис. I. I взглядов на природу и историю их развития, зачастую трассируется по-разному.

Так, Г. Н. Доленко /1954, 1968/, М. В. Чирвинская, 1963- Д. Я. Токарский /1976/, выделяют древние разломы трех /рис.1. 1/, а В. К. Гавриш /1969/, К. Ф. Тяпкин и др. /1966/, В. Д. Харитонов, В. М. Беланова и др. /1974/ - четырех взаимно пересекающихся направлений — ортогональных и диагональных.

Наиболее полно упомянутые тектонические элементы освещены в работах В. К. Гавриша /1969−1981/. Он выделяет & quot-глубинные структуры& quot- - северо-восточной, близмеридиональной, северо-северо-за-падной и субширотной ориентировок, отождествляя их с продольными разломами, ограничивающими грабен. Различия между ними он усматривает главным образом во времени заложения, считая, что последние были заложены в девоне, а остальные в протерозое или еще раньше. Близких взглядов на природу таких, & quot-поперечных"- тектонических элементов придерживаются Г. Н. Доленко, И.И. Чебанен-ко, В. Д. Харитонов и др., хотя они очень мало, можно сказать, совершенно не имеют сходства с краевыми разломами.

Краевые разломы представляют собой систему дизъюнктивных нарушений, обусловивших ступенеобразное погружение фундамента в сторону осевой части впадины, а & quot-поперечные"- дислокации выражены в виде валообразных поднятий и прогибов, осложненных иногда разрывами. Сходством между ними является разве что последние во многих местах осложнены разрывными нарушениями, приуроченными в основном к их крыльевым частям, подобно тому, как краевые разломы приурочены к склонам впадины, а не к ее осевой части.

Как видно, между краевыми разломами и валообразными & quot-поперечными"- дислокациями ДДВ существуют принципиальные различия, которые ставят под сомнение правомерность их отождествления. Следует также заметить, что применяемое к последним определение поперечные& quot- уже не отвечает своему смысловому значению, поскольку наряду с северо-восточными, близмеридиональными и северо-севе-ро-западными /близкими к поперечным/ простираниями в последнее время выделяются широтные и субширотные /см. рис. 1. 1/, которые не являются по отношению к впадине поперечными.

Имеющиеся к настоящему времени теоретические разработки и материалы по глубинному строению ДДВ и других регионов дают основание константировать, что выделяемые различно ориентированные тектонические элементы зародились в результате тектонических напряжений планетарного порядка, возникавших на разных стадиях активизации тектонических движений земной коры. Самые древние субмеридиональные дислокации предположительно связаны с готским циклом тектонических движений, субширотные — с саксаган-ской тектонической эпохой, северо-восточные — с каледонским циклом тектогенеза, а северо-западные простирания — с герцинским циклом тектонических движений. Эти напряжения по-видимому связаны с уплотнением и уменьшением объема планеты, а смена ориентировки господствующих простираний от одного цикла к другому -с изменением местоположения полюсов вращения и перестройками элипсоида вращения Земли /Д.Я. Токарский, 1976/.

Тектонические напряжения каждого из циклов, как отмечается рядом исследователей южной части Русской платформы, не затухали, не исчезали со временем, а продолжали играть определенную роль в строении фундамента и становлении структурного плана формирующихся осадочных толщ на протяжении многих геохронологических эр. Новые дислокации, накладываясь на ранее образовавшиеся, пересекали и деформировали их. В результате сформировалась сложная, как бы & quot-решетчатая"- структура /Н.П. Семененко, Н. Ф. Балуховский,. 1958/, в которой долгое время не удавалось проследить различно ориентированные тектонические элементы, пересекающие впадину в различных направлениях.

Результаты выполненных исследований и полученный за последние годы фактический материал все больше убеждают в том, что в регионе широко развиты тектонические элементы с различной ориентировкой.

В этом отношении показательны результаты совместных исследований сотрудников ИГН АН УССР, Министерства геологии и УкрНйГРй /А.Я. Радзивилл, Ю. А. Куделя, A.M. Палий и др., 1979/. На составленной ими карте /рис.1. 2/ обратили на себя внимание различные простирания оснований тектоно-магматических дуг, представленных валообразными поднятиями. Если в южной прибортовой зоне впадины они простираются преимущественно в близмеридиональном направлении, то в северной прибортовой зоне — субширотном. Аналогично сориентированы и прибортовые депрессии, разделяющие валообразные поднятия. Такие простирания достаточно отчетливо выражены в структуре ДПВ, в частности, в рельефе ее земной поверхности, где они подчеркиваются расположением гидрографической сети.

Как видно из рис. 1. 2, субширотные простирания структурных элементов северной прибортовой зоны впадины согласуются с ориентировкой древних дислокаций Воронежского массива, а близмеридио-нальные простирания южной прибортовой зоны совпадают с простираниями структур Украинского щита.

Рассматриваемые дислокации по-видимому являются элементами ортогональной системы разломов, обусловленной, жестко сориентированной относительно географических координат, планетарной или линеаментной трещиноватостью /В.В. Белоусов, 1962/. Они обладают рядом общих признаков, из которых прежде всего следует упомянуть независимость ориентации от геологического строения и условий развития пересекаемых участков земной коры /Г.И. Мартынова, 1969/ и прерывистость.

КАРТА

ТЕКТОНИЧЕСКИХ И ТЕКТОНО-МАГМАТИЧЕСКИХ СТРУКТУР ДНЕПРОВСКО — ДОНЕЦКОЙ СУБГЕОСИНКЛИНАЛИ редакторы в. п бондарчук, п.ф. шпак авторы' ая Радзнвилл, Ю. а куделя, а М. Палий, ифзлоьемко, Ю а. арсирий, В Г. деиынчук, и. аайдановвч. вс токовемко Карта составлена по материалам трестов. укргеоФизразведка,. Днспро-геофизика*,. чсрнигоенефтегазразбсдка"-. полтаванеф ТЕГАЭеЕДКА& quot-,. харьков-нефтегазразведка",. КИЕвГЕОЛОГИЯ*, артемгеологмя* ворошиловградгеопогия*. укрнигри"-, мимгео УССР& raquo- обьединсмий & laquo-ухрнефть*,. укргаз"-, института геофизики и Института геологических на ун ам усср |97& laquo-Г

I ПРИДНЕПРОВСКАЯ И СЕИМ-СЕВЕРСКО ДОнЕцКАО ПЛИТЫ

1 ГЛУБИННЫЕ РАЗЛОМЫ, К КОТОРЫМ В ДДС nwyPOJ? Hb< ДЕВОНСКИЕ ТЕКТОнО-МАГАЛАТИЧЕСКИЕ ПОДНЯТИЯ ?

ПОСЛЕДЕВОНСКИЕ ЭОНы СЖАТИЯ! ЗОНЫ РАСТЯЖЕНИЯ (РАЗУПЛОТНЕН! yf ЬОРТОвЫЕ vCTVnbl

КОНТУРЫ ПОЛОЖИТЕЛЬНЫ* ФОРМ РЕЛЬЕЛА ФУНДАМЕНТА

Уо О — ВЫСТУПЫ СКЛОНОВ (носы), б • поднятие 34 НОМЕРА ПОЛОЖИТЕЛЬНЫХ СТРУКТУР w (V кОНГУЯЫ ОТРИЦАТЕЛЬНЫ* фОРМ РЕЛьСвД ФУНДАМЕНТА (^i О — ЛОЖБИНЫ НА СКЛОНА*, 0' ЗАМКНУТЫЕ ДЕПРЕССИИ

НОМЕРА ОТРИЦАТЕЛЬНЫ* СТРУКТУР НОМЕРА АСИММЕТРИЧНЫХ БЛОКОВ ОСЕВАЯ ЛИНИЯ КОЛьиСВЫ* ПОДНЯТИИ

ПАЛЕОВУЛКАНЫ ЛИПАРИТОВ ПАЛЕ ОВУЛкАНЫ БАЗАЛЬТОВ ШТОКИ ГАББРО-ДИАБАЗОВ НЕВСКРЫТЫЕ ИНТРУЗИВЫ ГРДНИТОИДОв

ЕСТСРОМ ДЕНИС

НЕФТИ? НЕФТИ И ГАЗА

Д газа

НЕФТЕНОСНЫЕ ПЛОЩАДИ ГАЗОНОСНЫЕ ПЛОЩАДИ

ПРОГНОЗНЫЕ ДАННЫЕ СТУКТУРЫ ддС ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НА НЕФТЬ П ГАЗ с-д ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ НА ПОИСКИ

1& mdash-в (осевые впддины)

06& quot-ЬЕКТЫ ВТОРОЙ ОПЕРЕДИ п-л У6Т> 1К1Ы ВТОРОЙ ОЧЕРЕДИ

I-«-1 ССКЛОКЫ, 603ТОВЫ{ ВПАДИНЫ

ОБЪЕКТЫ TPETbfH ОЧЕРЕДИ (С-3 часть ДДС1 формы рельефа фундамента

ПОЛОЖИТЕ ЛЬ ВЫСТУПЫ Склонов (носы)

1 кэлывднскии

2 вндыьцевскии ПЕТРУШСИСКИ 5 поевский 4 ловинСкии лддимСКии

Ю ШЕСТОВИЦКИИ 'I '-ЕОННГОвСКЛИ

Ч 6& quot-»-СиловСкии городище йен ии в & laquo-РЕШАТ И некий Ч СТА РОД угоден О и (си

5 & quot-ЕРЕЛОДОбСкяи и ДиОЗДОВСлии, а рудоас*** и ллисковскип & quot-АкСЕвСчин

26 ПЕРСВОЛОчнЕнСкии

30 -ЛувникоВСкии

33 ПЕТРиВцЕВСкО иСдчн

М Ь1Г> ОЦ? рно8Скнн

СУЯниовСкии 40 ЭЕНЬкОвСкии *г игмДТОВСкии <3 ВОЕ ВОДОВ CKW ЯРЕМгнОВСкии

7 иС"Р08Скии КОШЕЛЕВСКОЕ 9 Августовское 3 VOiACTblPMotEMCn

34 СВИРИДОВСКОЕ К АНДСТДСЬЕВСХОЕ

48 & laquo-ИЩЕНС>-

JOB ЬЛистОВСпДв 11 В ГОР& 0ЭсяАв

209 пдрд"и?вс"дв зге *ог> &нАшцсаСкс поз"вковскав Л в ВЕРГУнОвенАв ив сдгдиддпсхда D3B «РДСНОГЭРОВС*Д» 36 В РЕШЕ’иловСоА" з< �в иовогригорвЕве"дв & laquo-в ЛиВЕнСкА9 & laquo-В ПЕРЕЩЕПичСКДв не СкОРЕНЕЦкДа ПРИДпЕПРОВСхДв © ПРИДЕГ"РМС-Д9

СтйРО"У?ОРСхО-К0шЕЛ?вС"й4

ПОПТ

24 В БОГДАиоеСнДо 26 В СРСЬПЕнСКДЯ г>в «ои?пс"д»

АВ СипЕВСкДв

34 В соподовскда

TQPCKOtJ

В ВЕЛикОГОРО SB ДММТРИЕВСк

МАЛОДЕВИЦ*

Рис. 1. 2

— 20

Последыш из них и объясняется тот факт, что многие древние дислокации, фиксируемые в одних геоструктурных условиях грабена, не прослеживаются в других. Так, Пирятинско-Бахмачское линеамен-тное поднятие /см. рис. 1 Л/, выраженное в южной прибортовой зоне Переволочнянским, Леляковским и Гнединцевским выступами фундамента, не имеет продолжения севернее оси впадины. В то же время, наоборот, субширотное Мэнастырищенско-Великобубновское поднятие фиксируется по Лысогорскому, Талалаевскому и Николаевскому выступам фундамента лишь в северной прибортовой зоне ДДВ.

Оба эти валообразные поднятия, располагаясь под утлом к краевым глубинным разломам, пересекаются с образованием клиновидного тектонического элемента, отчетливо выраженного в структуре впадины /Е.Ф. Селюзкин, Р. И. Синяговская, 1982/. Теоретически угол между ними равен 90°, а вершина его, обращенная к западу, ложится на осевую линию впадины. В природных условиях величина угла варьирует от острого до тупого. Это, по всей вероятности, определяется особенностями геологического строения и неодинаковой тектонической активностью отдельных участков впадины, где наиболее мобильными являются узлы пересечения ортогональных дислокаций с северо-западными разломами, которые влияли не только на общую структуру региона, но и на распределение литофаций и мощностей пород, магматизм и т. п. /В.К. Гавриш, Л. И. Рябчун, 1981/.

В заключение стоит отметить, что выделяемые многими авторами различно ориентированные тектонические дислокации ДДВ укладываются в систему трех основных направлений: ортогональных и северо-западных. Предложенной схемой расположения тектонических элементов достаточно убедительно объясняется и блоковое строение, и асимметрия грабена, который представлен серией крупных мульд, разделенных надразломными выступами.

Вышеприведенные сведения о геологическом строении дают основание под иным утлом зрения рассматривать вопрос о закономерностях пространственного размещения промышленных скоплений УВ в регионе, где с получением первых притоков нефти в 1936 г. из кепрока Романского соляного штока открыто более 120 месторождений нефти и газа. Скопления У В установлены в различных геоструктурных зонах ДЕВ, в диапазоне глубин 200−6000 м, в девонских, каменноугольных, пермских, триасовых и юрских отложениях.

Большинство из известных залежей нефти и газа приурочено к антиклинальным складкам. Залежи, связанные с несводовыми ловушками, для региона редкое явление. Среди них чаще упоминаются литологически и стратиграфически экранированные залежи Северо-Голубовского, Руденковского и Зачепиловского месторождений /В.М. Завьялов, 1973/. Известные месторождения в основном многопластовые. В разрезах ряда из них /Качановского, Рыбальского, Глинско-Розбышевского и др. /, характеризующихся значительным этажом /около 2000 м/ и широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоности, содержится свыше 30 продуктивных горизонтов, что обусловлено главным образом повышенной тектонической мобильностью локальных участков. У тектонически менее активных структур этаж нефтегазоносности, как правило, сокращен, и ограничен нижне каменноугольным разрезом.

Получаемый фактический материал по нефтегазоносности региона позволял связывать формирование залежей УВ преимущественно с вертикальной миграцией флюидов, а распределение их в осадочном чехле — с региональными флюидоупорами-экранами /Б.С. Воробьев, 1970- Б. П. Стерлин, С. А. Тхоржевский, 1964 и др./. В то же время наблюдаемая геохимическая зональность, выраженная закономерной сменой /с юго-востока на северо-запад/ газовых залежей, газонефтяными и нефтяными, объяснялась как результат далекой латеральной миграции УВ /Э.Е. Лондон, 1962, Ю. А. Арсирий, 1963-

В.К. Гавриш, Н*ф. Балуховский, 1965 и др. /, положенной в основу теории & quot-дифференциального улавливания& quot-.

Существование тесной связи между размерами /высотами/ углеводородных скоплений и их составом, чем определяется энергия /избыточные давления/ залежей, с одной стороны, и герметичными возможностями пород-покрышек — с другой, безусловно имеет место в осадочном чехле ДЕВ. Вместе с этим следует считать доказанным, что в распределении и сохранении скоплений УВ важная роль принадлежит гидравлическому фактору /И.М. Михайлов, 1975/. Оба эти положения справедливы для залежей и в глубоких горизонтах Днепровско-Донецкой впадины.

Результаты исследования залежи горизонта В-26 Матлаховского месторождения

Исходные данные

Расчетные параметры

СКВ, интервалы опробования

Результаты промысловых исследований среднее давление, р.

МПа 15 дебит жидкости, м3/сут. газа, тыс. м /сут: 1

& bull-средний: газовый: фактор, м3/м3

Приток

& bull-среднее -. содержа-попут-: природного газа-ние ста

HO го: -:-4 бИЛЬНО ГО в поверх-:в пла-: конден-:ностных Ютовых: сата,. уело- 'условиях, —: виях газа, тыс. м3/с ю"^м3/м3 тыс. м3/с ЦТ/с'

13 3610-^3600 3600−3593 3600−3583 19 3592−3580 3586−3580

37,0

35.2 33,6

37,6

36. 6

35. 8

37,5

35. 9

34. 3

37,0

36. 4

36. 0

36. 7

35. 8

35. 1

43 69 98 20 22 30 8 7 2 370 0 43 69 98 20,8 22,7 30,2 0 0

45 81 ПО 19 43 48 1 2 7 465 0 45 81 ПО 19.1 43.2 48,7 0 0 —

32,5 72 99 27 97 107 4 4 5 1094 9 20 27,8 23,5 52 71,2 9,7 24,3 33,2 17,7 73,1 74,3 63,7 274.6 292.7 385

39,2 55,2 69,1 84 123 159 2 3 I 2230 33,6 47,2 59,1 5,6 8 10 2,6 3,7 4,7 81,6 119,6 154,4 297 433 579 396

34,7 45,1 55,6 78 117 146 5 5 3 2500 34,7 45,1 55,6 0 0 78,5 117,5 146,3 288,6 443 582 400х/

СП 00 х/ по промысловым данным

МЯТЛЯХОВСКОЕ

МЕСТОРОЖДЕНИЕ РАЗРЕЗ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТА В& quot-26

ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ

ХАРАКТЕРИСТИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОБОВАНИЯ

СКВ. 13

О S Ю 15 Они О 25 50 1 $ омн скв. 19 I

4 7 10 13

I ¦

6 6 Q

4 6 6 U 6 о-о- 8 [-. -9 12 О т

1. -К0ЛЛЕКТ0Р- 2. -НЕФТЕНАСЫЩЕННЫЙ КОЛЛЕКТОР- 3-ГАЗОНАСЫЩЕHHblЙ КОЛЛЕКТОР- 4-ЛИНИЯ РАЗМЫВА. КРИВЫЕ БКЗ- 5″ ГРАДИЕНТ -ЗОНД A20M0lN, 6-ПС, 7- ИНТЕРВАЛЫ ПЕРФОРАЦИИ, 8-НГК, э-ВНК. Результаты опробования: ю-приток

НЕФТИ- II-НЕФТЬ С К ОНД Е НС АТОМ- 12-Г, А 30К0Н" ДЕНСАТ — 13-ВОДА С НЕФТЬЮ ', 14 — СКВАЖИНЫ

Рис. 4Л. 2

Различие углеводородных смесей по составу и свойствам свидетельствует о том, что данная залежь представляет собой неоднородную углеводородную систему. Ее неоднородность обнаруживается утке по данным опробования скв. 13, когда газовые факторы 370 и 465 м3/м3 продукции из двух нижних интервалов, указывающие на их насыщенность нефтью, резко увеличился до 1100 м3/м3 с приобщением к среднему интервалу остальной части пласта /интервал 3600−3583 м/. Опробованием в скв. 19 интервала 3586−3580 м подтверждено наличие газоконденсатной шапки с относительно невысоким содержанием стабильного конденсата. В полученной из этого интервала продукции газовый фактор достигал 2500 м3/м3. Отсюда становится очевидным, что характер изменения газового фактора при поинтер-вальном опробовании является надежным критерием распознавания нефтегазоконденсатных залежей.

Достаточно информативны здесь и сведения о физических свойствах жидкостных УВ, изменение которых обусловлено гравитацией. Судя по имеющимся данным /см. табл.4. 2/, плотность жидких УВ закономерно увеличивается с приближением к основанию залежи, где она достигает 856 кг/м3. У контакта с водой УВ, повидимому, еще тяжелее. Изменение газосодержания подчиняется противоположной закономерности /см. табл.4. 3/. Наиболее легким углеводородным составом представлена купольная часть залежи, где помимо максимальной газонасыщенности, равной 2500 м3/м3, отмечается самая низкая плотность жидких УВ /не более 750 кг/м3/. Все это дало основание И. М. Шахновскому и Е. Ф. Селюзкину /1982/ исследуемую верхнюю часть залежи отнести к газонасыщенной, а полученную отсюда жидкость — конденсату.

Как видно из табл.4. 2, конденсат существенно отличается от нефти по фракционному и компонентному составам. В нем нет асфа-льтенов, сведено до минимума содержание парафинов и смол и весьма высок процент светлых фракций, выкипающих до 300& deg-С. По составу продукции нетрудно также придти к выводу, что конденсатный фактор /КФ/, равный 400'10~^м3/м3, свидетельствует о сравнительно невысоком конденсатосодержании.

В связи с вышеотмеченным вполне логично предположить, что жидкости, которые по составу и свойствам занимают промежуточное положение /интервалы 3580−3592 м, скв. 19 и 3583−3600 м, скв. 13/ представляют собой не что иное, как смеси нефти и конденсата, свойства которых зависят от доли того и другого флюида. 0 правомерности такого предположения свидетельствует и тот факт, что вместе с ростом плотности жидкости за счет притока нефти в смесях заметно увеличивается содержание пентанов и вышекипящих УВ. Следовательно жидкости плотностью 762 и 814 кг/м3 не являются конденсатами, и их содержание 450 и 915*10"^ м3 в I м3 газа не может приниматься за конденсатный фактор.

Для получения истинных величин КФ притоки сложных, нефтегазо-Конденоатных смесей необходимо разделить на составляющие: добиты нефти и конденсата, свободного и растворенного газа. Данные, получаемые при поинтервальном опробовании, позволяют сделать это расчетным способом с помощью уравнения /7/. Располагая данными о дебитах жидкости и плотноетных характеристиках УВ, задача сводится к определению единственного неизвестного — дебита конденсата / Q к/. Согласно выполненным расчетам в жидкости плотностью 814 и 762 кг/м3 содержалось конденсата соответственно 28 и 86%,

Данные о дебите растворенного газа могут быть получены умножением дебита нефти на средний газовый фактор. Известно несколько способов определения величины газового фактора: расчетный /Э.Б. Чекалюк, 1961- В. А. Кисель, 1969: где Г — средний газовый фактор, м3/м3-

S — растворимость газа в нефти, м3/м3- t ~ плотность газа в пластовых условиях, кг/м3- - объемный коэффициент нефти-

J^mi^r «вязкость нефти и газа, Па с- у — отношение фазовых проницаемоетей, графо-аналитический /Э.Д. Берчик, I960/ и по данным промысловых исследований. Вполне очевидно, что из всех способов наиболее точным является последний. Расчетный способ слишком громоздок и сложен. Его точность во многом зависит от степени достоверности характеристик пластовой нефти и данных о фазовых проницаемоетях. Второй способ более доступный, но весьма приближенный /погрешности в определениях газонасыщенности и объемного коэффициента неф-тей исследуемого района достигают 10%/. При определении газового фактора по растворенному газу необходимы лишь результаты промысловых исследований нефтенасыщенных интервалов непосредственно под контактом газ-нефть /ГНК/.

Практика свидетельствует, что поинтервальное опробование обеспечивает возможность определения газового фактора с достаточно высокой точностью. В рассматриваемом случае сведения о дебите растворенного газа получены умножением величины дебита нефти на средний газовый фактор, определенный по результатам опробования нефтенасыщенного интервала /3600−3593 м, скв. 13/, минуя существующие сложные расчеты и приближенные графо-аналитические методы. По пробам, отобранным при исследовании этого же интервала- определена и плотность нефти.

Значения конденсатного фактора в притоках углеводородных смесей, расчитанные на основе данных о дебитах конденсата и природного газа, оказались равными 385 и 396•Ю"^м3/м3 /см. табл.4. У, т. е. практически они совпадают с его величиной, полученной в результате исследования газоконденсатной части залежи. В этой связи следует заметить, что конденсагосодержание до 500 * Ю~^м3/м3 — явление для газоконденсатных месторождений ДДВ широко распространенное. Залежи с таким конденсатосодержанием известны в различных геоструктурных зонах грабена. В северной прибортовой зоне ДПВ, помимо Матлаховского месторождения, к их числу следует отнести залежи Великобубновского /горизонт В-15/, Артюховского, Перекоповского, Анастасьевского месторождений /горизонт В-26/. Причем конденсатосодержание в пластовом газе Перекоповского месторождения не превышает 200•Ю~6м3/м3 /см. табл.4. I- 4. 4/.

Что касается аномально высоких значений КФ, фиксируемых при исследовании отдельных 'залежей /А.И. Дзшбенко, А. А. Мурадов и др., 1973- Р. М. Новосилецкий, Е. П. Савка, 1974/, то уже высказывалось мнение /И.Д. Чапала, Е. Д. Максименко, 1974/ о связи их с нефтяными оторочками. Таким представлениям, в принципе, не противоречат и результаты выполненных нами исследований. Однако, если ранее предполагалось /А.И. Дзюбенко, А. А. Мурадов и др., 1973/, что повышенное содержание жидких УВ в продукции скважин обусловлено более высокой их растворимостью в пластовых газах, а углеводородные системы находятся в однофазном газообразном состоянии, то теперь выясняется, что количество жидкости в продукции скважин увеличивается за счет притока нефти из нефтяных оторочек, а нижнекаменноугольные залежи представляют собой весьма сложные неоднородные системы. Не следует исключать и возможность увеличения жидкости в продукции скважин в результате частичной фильтрации связанной нефти.

Вопрос изучения связанной нефти в газоконденсатных месторождениях региона вполне назрел, и требует неотложной постановки специальных исследований. Отсюда следует, что к выводам о типе по характеру углеводородонасыщения глубокозалегающих залажей

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В заключении отметим, что основные результаты работы и рекомендации сводятся к следующему:

1. Широко распространенные в нижнекаменноугольных и верх-не-девонских отложениях малоамплитудные антиклинальные складки разделены по совокупности генетических признаков на три типа: надразломаые, криптодиапировые и бескорневые. Залежи У В, контролируемые такими складчатыми формами, предлагается рассматривать как отдельные самостоятельные месторождения /объекты поисков/ нефти и газа.

2. Простирания локальных структур, группирующихся в субширотные линейные системы, не совпадают с региональной ориентировкой впадины. Располагаются они под углом к краевым глубинным разломам.

3. Залежи нефти и газа приурочены преимущественно к нео-тектонически активным структурам, характеризующимся гидравлической дифференцированноетью стратиграфического разреза.

4. Накопление и сохранение залежей УВ в глубоких горизонтах изученной части ДДВ, помимо других геологических факторов, контролируется дифференцированноетью напоров пластовых вод.

5. Дифференцированный характер распределения напоров вод в разрезах погребенных структур определяется особенностями их строения и развития, а также неодинаковыми фильтрационными свойствами пластов-коллекторов. Пониженные напоры вод свойственны прерывистым неоднородным пластам, обладающим низкими коллектор-скими свойствами.

6. Между избыточными давлениями залежей и приведенными напорами вод в глубоких горизонтах существует устойчивая связь, выраженная в том, что более высокие коэффициенты заполнения УВ имеют прерывистые пласты-коллекторы. Залезвд в таких горизонтах обычно представлены легким углеводородным составом.

7. Многие глубокозалегающие залежи являются неоднородными углеводородными системами /нефтегазоконденсатными залежами/. Конденсатосодержание в них редко превышает 500 см3/м3. Увеличение количества жидкостных УВ в продукции глубоких скважин обуславливается притоком нефти из оторочки.

В изучении таких залежей рекомендуется применять способ раздельного поинтервального опробования.

8. Согласно оценке, выполненной по комплексу геологических факторов, с учетом проявления гидродинамических сил, наиболее перспективна в нефтегазоносном отношении юго-восточная часть исследуемой территории.

9. Основные перспективы и направления дальнейших геологоразведочных работ в северной прибортовой зоне ДПВ связаны с поисками нефти и газа в нижнекаменноугольных отложениях глубоко-погруженных антиклинальных структур. К первоочередны!/, объектам отнесены надразломные поднятия, группирующиеся в субширотные валообразные системы: а/ Софиевско-Восточно-Рогинцевскую- б/ Ярмолинцевско-Герасимовскую- в/ Анастасьевско-Южно-Афанасьев-скую. Объектами второй очереди являются погребенные солянокупольные и бескорневые складки, образующие собственные структурные линии субширотного простирания: а/ Талалаевско-Петрушев-скую- б/ Николаевско-Слободскую- в/ Перекоповско-Шумскую и др.

10. Выполнение исследования позволили прогнозировать более 20 глубинных структур и рекомендовать на отдельных площадях в пределах участков с высокой и средней перспективностью для ускорения открытия залежей в глубоких горизонтах: а/ параметрическое бурение в комплексе с сейсморазведкой- б/ сейсмораз-ведочные работы с последующей постановкой поискового бурения- а также в/ бурение глубоких скважин с целью доразведки Северо-Ярошевского, Салогубовского и Великобубновского /Восточно-Рогин-цевского поднятия/ месторождений.

II. Полученные данные исследовании жеюг большое значение не только для оценки перспектив нефтегазоносности изученной части ДИВ. Судя по результатам, выполненных нами работ на Ахтыр-ском выступе фундамента, Глинско-Розбышевском вале и в других районах региона, они могут быть использованы и при планировании и проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ, а также проектировании разработки отдельных месторождений практически во всех геоструктурных зонах Днепровско-Донецкой впадины.

В диссертации защищаются следующие положения:

1. Особенности строения глубокопогруженных структур северной прибортовой зоны ДДВ, выраженные в их субширотном простирании, различии по генезису и неотектонической активности.

2. Приуроченность залежей нефти и газа на больших глубинах к неотектонически активным антиклинальным складкам, характеризующимся гидравлической дифференцированноетью стратиграфического разреза.

3. Метод изучения нефтегазоконденсатных залежей на основе раздельного, поинтервального опробования.

4. Перспективы промышленной нефтегазоносности и направления дальнейших поисково-разведочных работ в северной прибортовой зоне ДДВ, основанные на новых представлениях о ее глубинном строении и нефтегазоносности.

ПоказатьСвернуть

Содержание

I. ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ.

ДНЕПРОВСКО-ДОНЕПКОЙ ВПАДИНЫ.

2. ГЛУБИННОЕ СТРОЕНИЕ СЕВЕРНОЙ ПРИБОРТОВОЙ ЗОНЫ

ДНЕПРОВСКО-ДОНЕШОЙ ВПАДИНЫ

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.2. Тектоника.

2.2.1. Дисгармоничная складчатость, роль и место соляного диапиризма б дислоцированноети осадочного чехла.

2.2.2. Особенности строения и пространственного размещения глубокопогруженных локальных структур.

2.2.3. & quot-Многосводовые"- месторокдення нефти и газа

2.2.4. Тектоническая зональность и закономерности пространственного размещения локальных структур.

2.2.5. Схема строения нишекаменноугольного с трук турно го э тажа.

2.2.6. Разрывные дислокации и субширотная тектоническая зональность.

3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ. S

3.1. Особенности распределения скоплений УВ по площади и разрезу.

3.2. Факторы, обуславливающие распределение и сохранение залежей УВ в глубоких горизонтах.

3.2.1. Распространение и емкоетно-фильтрационные свойства коллекторов.

3.2.2. Слабопроницаемые разделы в разрезе визейского яруса. ПО

3.2.3. Гидравлическая расчлененность продуктивного разреза.

3.2.4. Типы залежей и закономерности пространственного размещения скоплений УВ в глубоких горизонтах.

4. ОСОБЕННОСТИ СОСТАВА НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

4.1. Неоднородные залежи и совершенствование методов их изучения.

4.1.1. Распространение неоднородных залежей.

4.1.2. Методы изучения неоднородных, нефтегазо-конденсатных залежей и пути их совершенствования.

4.2. Гидродинамические факторы формирования компонентного состава залежей.

5. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГА30Н0СН0СТИ И НАПРАВЛЕНИЯ

ДАЛЬНЕЙШИХ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ.

5.1. Оценка перспектив нефтегазоносноети исследуемой территории.

5.2. Сравнительная оценка перспектив локальных структур.

5.3. Дальнейшие направления поисково-разведочных работ.

Список литературы

1. Айзберг Р. Е., Гарецкий Р. Г., Синичка A.m. Сарматско-Ту-ранский линеамент земной коры.- В кн.: Проблемы теоретической и региональной тектоники, — М.: 1971, с. 41−51.

2. Айзенверг Д. Е., Кокошпна О .P., Лагутш П. К. Стратигра-ф1чне розчленування девонских вгдкладтв швденно! окра! ни Доне-цького басейну. Геолог1ЧНий журнал, 1965, т. ХХП, вид. 4, с. 53−56.

3. Анализ разработки Талалаевского месторождения. Отчет Укргипрониинефть- Руководитель работы И. ЙЛяльович. Шифр темы 82. 78. 79/04. 55, № ГР 79 063 815. Инв. J? Б 826II.- Киев, 1979.- 72с.

4. Антонова Т. Ф. О классификации глинистых покрышек в разрезе центральных районов Западно-Сибирской низменности.- В кн.: Геология нефтегазоносных районов Западно-Сибирской низменноети. -Новосибирок: Изд. СНИШТ и NC, 1966, с. 36−41.

5. Астахова Т. В., Станиславский Ф. А. Совещание по стратиграфии триаса Восточно-Европейской платформы.- Геологический журнал. 1980, т. 40, № 5, с. 156−158.

6. Аширов К. Б. Причины негоризонтальности водонефтяных контактов.- Геология нефти и газа, 1961, Д 12, с. 39−42.

7. Балабушевич И. А. Припятский грабен.- Киев: Наумова думка, 1965.- 171 с.

8. Балуховский Н. Ф. Основные черты геологического строения УССР.- В кн.: Геология СССР.- М.: Госгеолтехиздат, 1958, т. У, ч. 1, с. 52−64.

9. Балуховский Н. Ф. О тектонической природе Днепровско-До-нецкой нефтегазоносной провинции, — В кн.: Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа. -Киев: Наукова думка, 1975, с. 186−192.

10. Барановская И. Я. Тектонически экранированные залежи нефти и газа в палеозойских отложениях Днепровско-Донецкой впадины и методика их поисков. Автореф. дисс. канд. геол. -минер. наук.- Львов: 1978.- 26 с.

11. Белоусов В. В. Основные вопросы геотектоники.- М.: Гос-топтехиздат, 1962.- 603 с.

12. Вернадская Л. Г. Вулканические породы Днепровско-Донецкой впадины.- Киев: Изд-во АН УССР, 1961, — 190 с.

13. Берчик Э. Д. Свойства пластовых жидкостей. М.: Гостоп-техиздат, I960.- 184 с.

14. Бескровный Н. С. Формирование и размещение газовых и нефтяных месторождений на Бухарской ступени Амударьинской сине-клизы.- В кн.: Генезис нефти и газа.- М.: Недра, 1967, с. 334−341.

15. Билык А. А. Некоторые вопросы соляной тектоники Днепровско-Донецкой впадины.- В кн.: Материалы по геологии газоносныхрайонов СССР. Днепровско-Донецкая впадина: Сб. науч. тр. /ВНИИ-Газ.- ГЛ.: Гостоптехиздат, 1962, вып. 14 /22/ с. 18−42.

16. Богданов А. А., Муратов М. В., Хаин В. Е. Об основных структурных элементах земной коры.- БМОИП, 1963, отд. геол., т. 38, выл * 3, с. 3−33.- 200

17. Большаков Ю. Я. Разломы и формирование нефтяных месторождений центрального Урало-Поволжья.- Советская геология, 1968, Л 7, с. 131−134.

18. Бондарчук В. Г. Очерки по региональной тектоорогении. -Киев: Наукова думка, 1972.- 259 с.

19. Брайловский Г. С., Синичка A.M. Перспективы нефтегазоносности девонских отложений средней части Днепровско-Донецкой впадины.- Тр. УкрНИГРИ, вып. 16.- М.: Недра, 1968, с. 214−222.

20. Брод И. О., Еременко Н. А. Основы геологии нефти и газа.- М.: Гостоптехиздат, 1957.- 480 с.

21. Бурштар М. С. Основы теории формирования залежей нефти и газа.- М.: Недра, 1973.- 256 с.

22. Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область. /А.Г. Бабаев, Е. ВЛебзин, А. Н. Симоненко и др.- Ташкент: Изд-во А Н Узб. ССР, 1963.- 122 с.

23. Васильевский В. Н., Петров А. И. Исследование нефтяных пластов и скважин.- М.: Недра, 1973.- 342 с.

24. Варичев С. А., Доленко Г. Н., Китык В. И. Этапы геологического развития.- В кн.: Проблемы промышленной нефтегазоносности девона Днепровско-Донецкой впадины.- Киев: Наукова думка, 1973, с. 85−104.

25. Витенко В. А., Кабышев Б. П. История развития и нефтегазоносное ть структур Днепровско-Донецкой впадины. М.: Недра, 1977.- 191 с.

26. Воробьев Б. С. Стратиграфические уровни нефтегазонакопления в Днепровско-Донецкой впадине, — Нефтяная и газовая промышленность, 1970, Jfi 2, с. 3−6.

27. Волков Н. Г. Неотектонические движения Днепровско-До-нецкой впадины в связи с ее нефтегазоносноетью.- В кн.: Закономерности образования и размещения промышленных месторожденийнефти и газа.- Киев: Наумова думка, IS75, с. 206−209.

28. Восанчук С. С., Муромцева А. А. Фации нижнекаменноугольных отложений Днепровско-Донецкой впадины: Сб. науч. тр. /Укр-НИГРИ. -Л.: Недра, 1964, вып. УШ, с. З-П.

29. Гаврш В. К. Глубинные разломы, геотектоническое развитие и нефтегазоносность рифтогенов.- Киев: Наукова думка, 1974.- 160 с.

30. Гавриш В. К. Глубинные структуры и методика их изучения.- Киев: Наукова думка, 1969.- 270 с.

31. Гаврш В. К. Метод палеоструктурно-геологического анализа.- Киев: Наукова думка, 1965.- 141 с.

32. Гавриш В. К., Недошовенко А. И., Рябчун Л. И. Тектоника краевых глубинных разломов Днепровско-Донецкого рифта и прогноз его промышленной нефтегазоносноети.- Геологический журнал, 1978, т. 38, Л 5, с. 2839.

33. Гавриш В. К. Роль глубинных разломов в миграции и аккумуляции нефти и газа.- Киев: Наукова думка, 1978.- 169 с.

34. Гавриш В. К., Рябчун Л. И. Генезис и нефтегазоносность краевых глубинных разломов Днепровско-Донецкого рифта.- Киев: Наукова думка, 198I152 с.

35. Галицкий И. В. Связь девонского вулканизма с тектоникой Днепровско-Донецкого авлакогена.- В кн.: Вулканизм и рудные формации Днепровско-Донецкой впадины и Донбасса.- Киев: Наукова думка, 1977, с. 35−46.

36. Гаттенбергер Ю. П. Влияние изменений плотности нефти на- 202 положение Еодонефтяного контакта и смещение залежей.- Геология нефти и газа, 1972, & 9, с. 12−17.

37. Темп С. Д. Исследование влияния глубинных разломов на нефтегазоносноеть Днепровско-Донецкой впадины. Автореф. дисс. канд. геол. -минер. наук.- Л.: ВИИГРИ, 1969.- 17 с.

38. Геологическое строение и нефтегазоносноеть площади горы Золотухи в Роменском районе УССР: Отчет института геологических наук УССР- Руководитель работы Ф. А. Малый.- Киев, 1941.- 312с.

39. Геологическое строение и подсчет запаоов нефти, газаи конденсата Анастасьевского месторождения: Отчет УкрНЙГРИ-

40. Руководитель работы И. Н. Головацкий. Шифр темы Б .П. &mdash-~&mdash-102/2511/79−81- Л ГР 39−78−82/15- Инв. № 44 430, УТГФ.- Львов- 1981. 343 с.

41. Геологическое строение и подсчет запасов нефти Яро-шевского и Севро-Ярошевского месторождений: Отчет объединения- 203

42. Гинсбург Р. Д., Гуревич А. Е., Резник А. Д. О причинах низких пластовых давлений на севере Сибири.- Советская геология, 1971, ШЭ, с. 45−58.

43. Головацкий И. Н. Нефтегазоносноеть солянокупольных структур Днепровско-Донецкой впадины.- В кн.: Материалы по геологии и нефтегазоносноети Украины. Сб. науч. тр. /УкрНИГРИ, — М.: Недра, 1968, вьш. Х1У, с. 102−109.

44. Гриценко А. Й., Саввина Я. Д., Юшкин В. В. Определение типа залежи по данным исследования продукции скважин с большим содержанием высококипящих углеводородов.- Нефтяное хозяйство, 197I, Л 8, с. 40−43.

45. Дикенштейн Г. Х., Аржевский Г. А., Строганов В. П. Роль глинистых покрышек при формировании газовых залежей.- Геология нефти и газа, 1965, Л 3, с. 36−38.

46. Доленко Г. Н., Заричев С. А., Галабуда Н. И. Закономерность размещения месторождений нефти и газа Днепровско-Донецкой нефтегазоносной провинции.- Киев: Наукова думка, 1969.- 215 с.

47. Доленко Г. Н. Развитие нефтегазоносных провинций в свете тектоники литосферных плит.- Геологический журнал, 1976, т. 36, ЙЗ, с. 19−27.

48. Дурмишьян А. Г. Газоконденсатные месторождения.- М.: Недра, 1979.- 335 с.

49. Епифанов А. А., Парахин Б. Г., Селюзкин Е. Ф. Гидродинамические факторы формирования фазово-генетических типов залежей- 204

50. Днепровско-Донецкой впадины.- М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтегазовая геология и геофизика, 1983, вып. 5, с. 4−6.

51. Еременко Н. А. Геология нефти и газа.- М.: Гостоптехиз-дат, 1961.- 372 с.

52. Еременко Н. А. Геология нефти и газа.- М.: Недра, 1968-- 389 с.

53. Завьялов В. М. Условия аккумуляции нефти и газа и закономерности размещения их в Днепровско-Донецкой впадине.- М.: Недра, 1973.- 120 с.

54. Зильберман В. И., Литвин И. И. Результаты практического применения метода регионального гидростатического давления на газоконденсатных месторождениях Донецкого авлакогена. Нефтяная и газовая промышленность, 1971, II 3, с. 1−4.

55. Зональное размещение типов и состава нефтей и газовна территории платформенных областей СССР. /Л.Н. Розанов, Е. В. Герман, Г. П. Евсеев и др.- В кн.: Тектонические факторы размещения зон нефтенакопления: Сб. науч. тр./ В1ЖГРИ. -Л.: 1979, с. 5−41.

56. Закономерности размещения месторождений нефти и газа Припятско-Днепровского авлакогена в связи с оценкой перспектив его нефтегазоносности. /И.М. Шахновский, В. В. Печерников, В. А. Сидоров, Л.П. Шендереи/.- М.: ВНИИОЭИГ, 1982, вып. 9 /29/.- 31 с.

57. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность.- М.: Недра, 1975.- 71 с.

58. Исмайлов К. А., Кочарли Ш. С. КЬнседиментационные разрывы Нижнекуринской впадины и их влияние на размещение залежей нефти и газа.- Геология нефти и газа, 1970, Л 6, с. 37−40.

59. Кабышев Б. П., Вакарчук Г. И., Классификация перерывов и несогласий в стратиграфическом разрезе Днепровско-Донецкой впадины.- Геологический журнал, 1971, т. ХХУ, 6, с. 61−71.

60. Кабышев Б. П. 0 соотношении структурных планов подсо-левого девона с перекрывающими и подстилающими отложениями в Днепровско-Донецкой впадине.- Нефтяная и газовая промышленность, 1975, J* I, с. 15−17.

61. Кабышев Б. П. Расформированные палеоподнятия новый важный объект поисков залежей нефти в Днепровско-Донецкой впадине.- Нефтегазовая геология и геофизика, 1974, Л 6, с. 25−29.

62. Карпинский А. П. Залегание и характер дислокаций породв южной половине Европейской России, — Геологический журнал, 1883, JS 3.

63. Карцев, А .А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений.- М.: Недра, 1972.- 280 с.

64. Карцев А. А. Основы геохимии нефти и газа.- М.: Недра, 1969.- 269 с.

65. Каптаренко-Черноусова O.K. Меловые отложения Днепровско-Донецкой впадины и северо-западных окраин Донбасса.- В кн.: Геология СССР.- М.: Госгеолтехиздат, 1958, т. У, ч. 1, с. 599−613.

66. Катц Д., КЬрнелл Д., Кобояши Р. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. /Пер. с англ. под ред. Ю. П. Коротаева, Г. В. Пономарева.- М.: Недра, I965. -48I с.

67. Кисель В. А. К вопросу о приближенных методах расчетов основных параметров разработки на смешанных режимах.- В кн.: Разработка нефтяных месторождений и техника эксплуатации скважин: Сб. научн- тр. /УкрНИИПНД.- М.: Недра, 1969, вып. Ш, с. 23−36.

68. Китык В. И. Соляная тектоника Днепровско-Донецкой впадины.- Киев: Наукова думка, 1970.- 203 с.

69. Клименко В. Я. Структура Днепровско-Донецкой впадины и условия формирования в ней месторождений нефти и газа.- В кн.: Геологическое строение и нефтегазоносность Восточных областей Украины.- Киев: Изд-во АН УССР, 1959, с. 107−118.

70. Клюшников М. Н. Палеогеновые отложения Днепровско-Донецкой впадины.- В кн.: Геология СССР, М.: Госгеолтехиздат, 1958, т. У, ч. 1, с. 642−658.

71. Ковальчук Н. Р., Филяс Ю. И. Прогнозирование свойств пластовых нефтей Днепровско-Донецкой впадины на больших глубинах.- Нефтяная и газовая промышленность, 1973, Л 4, с. 8-Ю.

72. Козлов А. Л., Козлов В. А., Макаров O.K. Основные требо- 207 вания, предъявляемые к рациональной разведке газовых месторождений.- В кн.: Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Тр. ВНИИГаза.- М.: 1977, вып. 5, с. 3−8.

73. Козлов А. Л. О закономерностях формирования и размещения нефтегазовых залежей.- М.: Гостоптехиздат, 1959.- 163 с.

74. Коротаев Ю. П., Степанова Г. Н., Критская С. Л. Прогнозирование существования нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях.- Геология нефти и газа, 1974, в 12, с. 36−40.

75. Кудрявцев Н. А. Глубинные разломы и нефтяные месторождения: Тр. ВШГРИ, вып. 215. -Л.: Гостоптехиздат, 1963.- 220 с.

76. Кудыба A.M. Девон Днепровско-Донецкой впадины.- В кн.: Геология СССР-М.: Госгеолтехиздат, 1958, т. У, ч. 1, с. 418−440.

77. Лапчик Ф. Е. О пермских и триасовых отложениях Донбасса и Днепровско-Донецкой впадины.- В кн.: Геологическое строение и нефтегазоносноеть восточных областей Украины.- Киев: Изд-во АН УССР, 1959, с. 264−276.

78. Леворсен А. И. Геология нефти.- М.: Гостоптехиздат, 19®. -488 с.

79. Линецкий В. Ф. Аномальное пластовое давление как критерий времени формирования нефтяных залежей.- В кн.: Проблемы миграции нефти и формирования скопления нефти и газа.- М.: Гостоптехиздат, 1959, с. 151−158.

80. Литолого-стратиграфический очерк. /Р.М. Пистрак, Е. И. Пашкевич, А. Д. Бритченко и др./ В кн.: Проблема промышленной нефтегазоносности девона Днепровско-Донецкой Епадины.- Киев,

81. Наумова думка, 1973, с. П-71.

82. Лондон Э. Е. Некоторые особенности формирования залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине.- Геология не^н ти и газа, 1962, Я 3, с. 24−28.

83. Лысынчук В. М., Коржик В. И. Строение района Лысогорско- 208 го выступа.- Нефтяная и газовая промышленность, 1980, & 3, с. 12−14.

84. Ляхович П. К. Межрезервуарные избыточные давления и некоторые вопросы формирования залежей нефти и газа на Кубани. -Геология нефти и газа, 1965, 3, с. 23−28.

85. Ляшкевич З. М., Завьялова Т. Б. Вулканизм Днепровско-До-нецкой впадины.- Киев, Наукова думка, 1977.- 178 с.

86. Мартынова Г. И. Природа и закономерности размещения планетарной трещиноватоети земной коры.- В кн.: Геологическое строение СССР, т. У.- М.: Недра, 1969, с. 178−188.

87. Методика исследования газоконденсатных месторождений. /А.С. Беликовекий, Г. И. Степанова, Я. Д. Саввина, В.В. Юшкин/.- В кн.: Изучение газоконденсатных месторождений: Сб. науч. тр. / ВНИЙГаз.- М.: Гостоптехиздат, 1962, вып. 17/25, с. 31−58.

88. Методы прогнозирования подстилающей нефти в газоконденсатных залежах и их теоретическое обоснование. /А.С. Великов-ский, А. А. Карпов, Я. Д. Саввина и др./.- Разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений, 1972, JMI, с. 15−19.

89. Михайлов И. М. Гидравлически экранированные залежи нефти и газа.- Автореф. дисс. док. геол. -минер. наук.- М.: 1975. 39 с.

90. Михайлов И. М. Динамика и условия сохранения залежей нефти и газа у разрывных нарушений. В кн.: Основные особенности тектоники и нефтегазоносноети Днепровско-Донецкой впадины: Сб. науч. тр. /ВНИГНИ.- М.: Недра, вып. 92.- 1969, с. 107−122.

91. Михайлов И. М. Оценка перспектив нефтегазоносности локальных поднятий по данным гидродинамики.- В кн.: Гидрогеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности Русской платформы.- Минск: Наука и техника, 197I, с. 121−125.

92. Михайлов И. М. Тектоническое строение южного борта Ферганы и формирование нефтяных и газовых залежей в связи сопределением и выбором направления дальнейших поискоео-разведочных работ.- Дисс. канд. геол. -минеринаук.- М.: ВНИГНИ, 1964. 383 с.

93. Муратов М. В., Микунов М. Ф., Чернова B.C. Основные этапы развития Русской платформы.- Известия вузов. Геология и разведка, 1962, & II, с. 3−36.

94. Новосклецкий P.M., Савка Е. П. 0 взаимосвязи между жидкими и газовыми компонентами газоконденсатных залежей. -Нефтяная и газовая промышленность, 1972, № 3, с. 25−28.

95. Новоеилецкий P.M., Филяс 10.И. Условия образования нефтей переходного состояния.- Нефтяная и газовая промышленность, 1977, JJs 2, с. 30−33.

96. Новые данные о глубинном строении Суходоловско-Нехво-рощанского выступа и перспективах нефтегазоносноети девонских отложений. /В.А. Аверьев, М. И. Бланк, Г. И. Брайловский, Н. Т. Патова.- Нефтяная и газовая промышленность, 1978, Л 2, с. 7−9.

97. Общие проблемы стратиграфии каменноугольных отложений- 210

98. О. Л. Эйнор, Н. Е. Бражникова, Н. Г. Василенок и др.- Сб. научн. тр. /УШ МГК по стратиграфии и геологии карбона, т. I.- М.: Наука, 1978, с. 92−101.

99. О первой находке нижнефранской /щигровской/ фауны в девонских отложениях Днепровско-Донецкой впадины.- Докл. АН СССР, 1968, т. 182, й 3, с. 670−673.

100. ПО. Определение газонефтяного контакта по результатам исследования скважин. /И.Д. Умрихин, В. К. Федорцов, М. Е. Стасюк и др./.- В кн.: Методы освоения скважин в условиях Западной Сибири: Сб. науч. тр./ ЗапСибВНИГНИ.- Тюмень, 1974, вып. 76, с. 45−54.

101. I. О работах МОГТ на Шлобубновской площади, выполненных сейсморазведочной партией 9/76 в 1976 г.: Отчет треста «Укргео-физика" — Руководитель работы Л. Ф. Пелипас. Шифр темы 9/76- Ik ГР 39−74−76/11- Инв. j* 39 563, УТГФ.- Киев, 1977.- 125 с.

102. О работах на Овчаренковской и Слободской площадях, выполненных сейсморазведочными партиями 9/77 и 16/78 в 1978г: Отчет объединения «Укрг-ео физика& quot-- Руководитель работы Л. Ф. Пелипас. Шифр темы-'Б ГР 9-I6/7I-78- Инв. J* 40 647, УГТФ.- Киев, 1978- 138 с.

103. Парахин Б. Г., Селюзкин Е. Ф., Мирзоян Л. Э. Корреляция нижнекаменноугольных горизонтов Днепровско-Донецкой епадины. -М.: ВНИИОЭНГ, РНТС, сер. Нефтегазовая геология и геофизика, 198I, вып. I, с. 2−5.

104. Пашкевич Е. И., Пистрак P.M., Самборский Н. А. Стратиграфия девонских отложений южной прибортовой зоны Днепровско-Донецкой впадины. Сб. науч. тр. /ВНИИГаз, вып. 7, 1959, с. 3−35.

105. Патова Н. Т. Закономерности строения и нефтегазоноснос-ти верхневизейского комплекса центральной части Днепровско-Донецкой впадины: Автореф. дисс. канд. геол. -минер. наук.- М.: ВНИГНИ, 1980.- 28с.

106. Пейве А. В. Общая характеристика, классифкация и пространственное расположение глубинных разломов.- Изв. АН COOP, сер. геол., 1956, J* I, с. 2−5.

107. Пейве А. В. Разломы и тектонические движения.- Геотектоника, 1967, j* 5, с. 8−24.

108. Пистрак P.M. О роли поперечных движений в истории развития Днепровско-Донецкой впадины.- В кн.: Материалы по геологии газоносных районов СССР. Днепровско-Донецкая впадина: Сб. науч. тр. /ВНИКГаз.- М.: Гостоптехиздат, 1962, вып. 14 /22/, с. 43−61.

109. Плошко В. В. Геологическое строение и нефтегазоносноеть палеозойских отложений северо-западной части Днепровско-Донецкой Епадины. Автореф. дисс. канд. геол. -минер. наук.- Львов: 1973. -38 с.

110. Пограничные отложения девона и карбона палеорифта Днепровско-Донецкой впадины. /Л.П. Алексеева, А. А. Билык, Л.Г. Вин-ниченко и др.- В кн.: Путеводитель экскурсии по IX туру Х1У тихоокеанского научного конгресса.- Магадан: Кн. изд-во, 1979, с. 6−18.

111. Подсчет запасов нефти Бугреватовского месторождения: Отчет Укргипрониинефть- Руководители работы Н. М. Свихнутин и А. Г. Коваленко. Шифр темы 82. 58. 57. 79/01. 44- Л ГР 39−79−84 /II- Инв. Я 897 ДСП.- Киев, 1982.- 203 с.

112. Познер В. М. Стратиграфия терригенной толщи нижнего карбона Камско-Кинельской впадины.- Докл. АН СССР, 1955, т. 106, йб, с. 892−894.

113. Покровский К. В., Разамат М. С. К термодинамическому исследованию смешанной газоконденсатонефтяной системы.- Нефть и газ, 1961, В 9, с. 41−48.

114. Порфирьев В. Б. Современное состояние проблемы нефте-образования.- В кн.: Генезис нефти и газа.- М: Недра, 1967, с. 292−314.

115. Порфирьев В. Б., Краюшкин В. А. Природа наклонных и искривленных флюидных контактов в нефтяных и газовых залежах. -В кн: Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа.- Киев: Наукова думка, 1975, с. 135−142.

116. Проект пробной эксплуатации Нынивского нефтяного месторождения: Отчет Укргипрониинефть- Руководитель работы С.Г. Ва-леева. Шифр темы 82. 30. 78/04. 55- Л ГР 78 027 284- Инв. Л Б 745 309. Киев, 1978.- 68 с.

117. Прозорович Г. Э. Покрышки залежей нефти и газа.- М.: Недра, 1972.- 147 с.

118. Рассел У Л. Основы нефтяной геологии.- Л.: Гостоптехиздат, 1958.- 619 с.

119. Розанов Л. Н. Разломы земной коры и их связь с нефте-газонасыщенностью платформенных областей СССР.- В кн.: Разломы земной коры.- М.: Недра, 1976, с. 42−4-3.

120. Рослый И. С. Особенности формирования тектонической структуры каменноугольных отложений северо-западной части Днепровско-Донецкой впадины и методика поисков и разведки залежейнефти и газа: Автореф. дисс. канд. геол. -минер. наук.- Л.: ВНИГРИ, 1977.- 20 с.

121. Савченко В. П. Определение положения газоводяного, водо-нефтяного и газонефтяного контактов по данным замеров пластового давления.- Газовая промышленность, 1957, А! 4, с. 1−4.

122. Савченко В. П. Смещение нефтяных и газовых залежей. -Нефтяное хозяйство, 1952, is 12, с. 22−26.

123. Савченко В. П. Смещение нефтяных и газовых залежей. -Нефтяное хозяйство, 1953, J5 I, с. 36−41.

124. Савченко В. П. Условия формирования залежей газа и нефти при их стрункой миграции в водонасыщенных породах.- В кн.: Вопросы геологии нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. /ВНИИ, — М.: Гостоптехиздат, 1958, вып. Х1У, с. 86−117.

125. Свечников Г. П. Зависимость высоты и размеров залежей от мощности покрышек.- В кн.: Условия формирования и закономерности размещения месторождений нефти и газа.- Л.: Недра, 1967, с. 122−133.

126. Сельский В. А. Соляные купола и их связь с нефтью. -M. -J1.: ОНТИ НКТП СССР, 1936.- 312 с.

127. Селюзкин Е. Ф. Градиент давления как фактор смещения нефтяных и газоконденсатных залежей в нижнем карбоне Днепровско-Донецкой впадины.- В кн.: Пластовые давления в нефтегазоносных провинциях: Сб. науч. тр. М.: КГиРГИ. Ротопринт T-06IS9, 1982, с. 82−94.

128. Селюзкин Е. Ф., Мирзоян Л. Э., Парахин Б. Г. О тектонике глубокопогруженных локальных структур Днепровско-Донецкой впадины.- М.: ВНШОЭНГ, сер. Нефтегазовая геология и геофизика, 1981, вып. 8, с. 2−4.

129. Селюзкин Е. Ф. 0 роли перерывов в формировании залежей нефти и газа нижнего карбона Днепровско-Донецкой впадины.

130. В кн.: Разведка и бурение на нефть и газ: Сб. науч. тр. /Укргипро-ниинефть.- М.: Недра, 1979, вып. 24, с. 14−17.

131. Селюзкин Е. Ф., Шахновский И. М. Изучение глубокозале-гагацих неоднородных залежей углеводородов по данным поинтервального опробования.- М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтегазовая геология и геофизика, 1982, вып. 6, с. 27−29.

132. Семененко Н. П., Балуховский Н. Ф. История геологического развития территории УССР.- В кн.: Геология СССР. -М.: Гос-геолтехиздат, 1958, т. У, ч. 1, с. 937−958.

133. Силин-Бекчурин А. И. Динамика подземных вод.- М.: Изд-во МГУ,, 1965.- 271 с.

134. Словарь по геологии нефти.- Под общей редакцией М. Ф. Мирчинка: Изд. второе, исправленное и дополненное.- Л.: Гос-гопгехиздат, 1958.- 776 с.- 216

135. Соболев Д. Н. Проблема нефти в Амадоцийском бассейне: Тр. научно-геол. совещания по нефти, озокериту и горючим газам УССР.- Киев: Изд-во АН УССР, 1949.

136. Соллогуб В. Б., Чирвмнская М. В., Чекунов А. В. Днепров-ско-Донецкий авлакоген рифтовая система в теле Европейской платформы.- В кн.: Проблемы рифтсгенезаИркутск: Техника, 1975, с. 107−108.

137. Составление комплексной технологической схемы разработки Талалаевского нефтегазового месторождения: Отчет Укргипрониинефть- Руководитель работы И. ИЛяльович. Шифр темы 82. 25. 31. 74/04. 55, этап Ш- Е ГР 77 045 198- Инв. i- Б 602 886.- Киев, 1975.- 76 с.

138. Составление проекта разработки АртюхоЕСКого месторождения: Отчет Укргипрониинефть- Руководитель работы Е. И. Василевская. Шифр темы 82. 38. 35. 81/04. 55- ГР 81 063 700- Инв.

139. Ji 925 ДСП.- Киев, 1982.- 236 с.

140. Составление сводных сейсмогеологических карт м-ба 1: 50 000 и 1: 1 000 000 северо-западной части ДДВ /участок Дмитриевка Малые Бубны/ на основе повторной интерпретации, обобщения сейсмических данных /Черниговская, Сумская области УССР/: — 217

141. Отчет КТО УкрНИГРИ- Руководитель работы Р. И. Андреева. Шифр темы П БЛI/I/26/-I/I6I-K- & amp-ГР 39−74−78/120- Кнв. Г. 40 054, УТГФ. -Киев, 1977.- 227 с.

142. Степанова Г. И. Фазовые превращения углеводородных смесей в процессе разработки и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений: Автореф. дисс. док. геол. -минер. наук.- М.: ВНИИ, 1977.- 36 с.

143. Степанов П. И. Геология СССР. Большой Донбасс.- М.: Комитет по делам геологии при СНК СССР, 1944, т. УЛ.

144. Стерлин Б. П., Тхоржевский С. А. О времени образования залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине и на окраинах Донбаса.- В кн.: Вопросы развития' газовой промышленности Украинской ССР.- М.: Недра, 1964, с. 120−134.

145. Строение складчатого основания платформы в пределах УССР. /Н.П. Семененко, Н. Т. Вадимов, М. В. Ивантишин и др./.- В кн.: Геология СССР М.: Госгеолтехиздат, 1958, том. У, Ч.1., с. 65−384.

146. Стратиграфия УРСР в И-ти томах, т. 4: Девон. -Ки!в- Наукова думка, 1974.- 264 с.

147. Стратиграф1я УРСР в П-ти томах, т. 5: Карбон.- Ки! в-.

148. Наукова думка, 1969.- 408 с.

149. Стратиграф1я УРСР в П-ти томах, т.9. Палвоген. -Ки1в: Наукова думка, 1963.- 319 с.

150. Стратиграф1я УРСР в II-ти томах, т. 10: Неоген.- Кшв- Наукова думка, 1975.- 270 с.

151. Субботин С. И., Наумчик Г. П., Рахимова ИЛИ. Мантия Земли и тектогенез.- Киев: Наукова думка, 1968.- 174 с.

152. Субботин С. И., Соллогуб В. Б., Чекунов А. В. Строение земной коры и основных геоструктурных элементов территории Украины.- Докл. АН СССР, 1963, Л 2, с. 440−443.

153. Токарекий Д. Я. Линеаментные тектонические элементы в Днепровско-Донецкой впадине.- В кн.: Геология и добыча нефти: Сб. науч. тр. /Укргипрониинефть.- М.: Недра, 1976, вып. 19, с. 75−81.

154. Требин Г. Ф., Чарыгин Н. В., Обухова Т. М. Нефти Советского Союза. Справочник. 2-е издание.- М.: Неда, 1980. -583 с.

155. Трушкевич Р. Т. Зависимость высоты нефтегазовых залежей от мощности пластов-экранов в Бориславско-Покутской зоне Предкарпатского прогиба.- Нефтяная и газовая промышленность, 1971, йЗ, с. 5−6.

156. Успенская Н. Ф. Пояс крупных разломов в пределах платформы юга Европейской части СССР и Средней Азии.- Советская геология, 196I, И 3, с. 88−97.

157. Физико-химические свойства и фазовое состояние углеводородов Талалаевского месторождения. /А.И. Дзгобенко, А. А. Мурадов, — 219

158. М. Ф. Хутько и др.- Геология нефти и газа, 1973, В 5, с. 64−68.

159. Физико-химические свойства нефтем и газов Украины. /Е.Ф. Шевченко, Л. М. Габинет, Г. М. Карпенко и др./.- Справочник: Тр. УкрНИГРИ, — М.: Недра, 1971, вып. 23.- с. 408.

160. Хабберт М. К. Гидродинамические условия 'формирования нефтяных месторождений. М.: ГосИНТЙ, 1958.- 311 с.

161. Хаин В. Е. Эволюция земной коры и возможные формы ее связи с процессами в верхней мантии.- Советская геология, 1964, J* 6, с. 3−22.

162. Хныкин Б. П., Мартынов А. А. К вопросу с связях структур и структурных линий Днепровско-Донецкой впадины и их систематизации.- В кн.: Вопросы геологии нефтегазоносных районов Украины: Сб. науч. тр. /УкрНИГРИ, М.: Гостоптехиздат, 1963, еып. Ш, с. 50−64.

163. Хныкин В. И. Особенности соляной тектоники Днепровско-Донецкой впадины.- В кн.: Материалы по геологии и нефтегазоносное ти Днепровско-Донецкой впадины. Сб. науч. тр. /УкрНИГРИ. -Л.: Недра, 1964, вып. УШ, о. 146−153.

164. Хоменко В. А. Литология девонских отложений Днепровско-Донецкой впадины.- Киев: Наукова думка, 1977.- 148 с.

165. Чапала И. Д., Максименко Е. Д. Закономерности в изменении характеристики газоконденсатов Днепровско-Донецкой впадины, — М.: ВНИИОЭНГ, сер. Нефтегазовая геология и геофизика, 1974, вып. 6, с. 2932.

166. Чекалюк Э. Б. Осноеы пьезометрии залежей нефти и газа. -Киев: Гостехиздат, 196I286 с.

167. Чирвинская М. В. Глубинное строение Днепровско-Донецкой впадины по данным геофизических исследований: Автореф. дисс. канд. геол. -минер. наук.- М.: ВНИГНИ, 1963.- 40 с.

168. Шарапов И. С. Основные черты геотектонического строения и этапы развития Днепровско-Донецкой впадины.- Нефтяное хозяйство, 1954, Л 7, с. 34−40.

169. Шатский Н. С. Избранные труды.- М.: Наука, 1964, т.2. -730 с.

170. Ямниченко И. М. Юрские отложения Днепровско-Донецкой впадины.- В кн.: Геология СССР.- М.: Госгеолтехиздат, 1958, т. У, ч. 1, с. 565−576.

171. Sloan S.P. Phase Behavior of natural gas and condensate systems. Petr. Eng., 1950, vol. 22, No 2.

Заполнить форму текущей работой