Тип бассейна: Платформ
Подтип бассейна: Внутриплатформенный (интракратонный)
Класс бассейна: Рифтовый (Внутриплатформенный)
Возраст бассейна: Очень древний - Протеразойский
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 164585.86 км²
Днепровско-Донецкий газонефтеносный бассейн
Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция расположена в юго-западной части Восточно-Европейской платформы и занимает территорию северной и восточной Украины и южной части Белоруссии. Общая площадь провинции 100 тыс. км2 (рис. 1).
В тектоническом отношении провинция приурочена к При-иятско-Днепровско-Донецкому авлакогену — крупной отрицательной структуре на западе Восточно-Европейской платформы, протягивающейся на 1200 км при ширине 100—180 км, и находится между Белорусско-Мазурской и Воронежской антеклизами на севере, Украинским щитом на юге, от которых отделен краевыми сбросами.
В Днепровско-Припятской провинции выделяются четыре крупных тектонических элемента: Припятская впадина, Черниговско-Брагинский выступ, Днепровский грабен и Преддонецкий передовой прогиб.
Фундамент сложен метаморфическими породами архея и нижнего протерозоя. Максимальная глубина его залегания до 10 —12 км. Максимальная мощность палеозоя (девон-пермь) достигает 9 км, мезозоя 1,3 км, кайнозоя 0,6 км. Наиболее крупные перерыны в осадконакоплении, сопровождаемые несогласиями, приходятся на границы девона и карбона, палеозоя и мезозоя, мезозоя и кайнозоя. Доля морских отложений в разрезе составляет 60, карбонатных — 30%.
Докембрийский фундамент на всей территории провинции имеет глыбово-блоковое строение, определяемое продольными и поперечными сбросовыми нарушениями различной амплитуды.
Поверхность фундамента имеет разные глубины залегания и степень дислоцированности. В Припятском прогибе глубина залегания поверхности фундамента меняется от 2 до 6 км. В Черниговско-Брагинском выступе глубины залегания фундамента меняются от 1 до 3 км. В Днепровском грабене глубины залегания фундамента увеличиваются от 4,5 — 7,5 км на юго-восток в сторону Преддонецкого передового прогиба, достигая 12 км.
Рис. 1. Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция (С.П. Максимов и др., 1987).
Крупнейшие тектонические элементы: I— Припятский прогиб, II— Днепровско-Донецкая впадина, III— Воронежская антеклиза, IV— Украинский кристаллический щит, V— Донецкий кряж; крупные тектонические элементы: 1 — Днепровский грабен, 2 — Преддонецкая ступень (северная окраина Донбасса).
Нефтегазоносные области (районы): А — Припятская НО (а — Северный HP); Б — Днепровско-Донецкая ГНО (б — Монастырищенско-Прилужский HP, 62 — Леляковский ГНР, 63 — Талалаевско-Рыбальский ГНР, б4 — Заче-пиловско-Левенцовский ГНР, б5 — Орчиковский ГР, б6 — Рябухинско-Северо-Голубовский ГР, 67 — Северо-Дон-басский ГР)
В формировании осадочного чехла Припятско-Днепровско-Донецкого авлакогена значительную роль играли продольные разломы, а также девонская (D3) и пермская (P1k) соленосные толщи. сложное блоковое строение фундамента в сочетании с соляной тектоникой обусловило формирование в разрезе осадочного чехла специфических структурных форм и привело к несовпадению структурных поверхностей отдельных стратиграфических комплексов. Широкое распространение имеют локальные структуры, и основном блоковой и солянокупольной природы. Соляной тектогенез способствовал образованию соляных куполов и грибообразных соляных штоков.
Общий объем осадочного выполнения 0,8 млн км3.
В Припятском прогибе выделяют Северную, Центральную и Южную структурно-тектонические зоны. В подсолевых отложениях Северной и Южной зон выделяются линейно вытянутые протяженные (до 150 км) тектонические ступени, осложненные блоками и приразломными поднятиями. Для Центральной зоны характерны тектонические ступени меньшей длины, изометрическая форма блоковых структур подсолевого этажа и более сглаженные очертания соляных тел и надсолевых поднятий.
В разрезе Припятского прогиба выделяют три структурных этажа: нижний, верхнепротерозойско-нижнефаменский, образует ряд тектонических ступеней, выступов-горстов и разделяющих их грабен-синклиналей; средний этаж, верхнефаменско-каменноугольный, характеризуется развитием линейных соляных поднятий и куполов, объединяющихся в валы, разделенные депрессиями; верхний этаж, пермско- мезокайнозойский, отличается от предыдущих выполаживанием и сглаживанием структурных форм вверх по разрезу.
В структуре Днепровского грабена выделяются северный и южный борта, северная, южная прибортовая и центральная (приосевая) зоны.
Черниговско-Брагинский выступ охватывает территорию, где весь разрез перми и карбона резко редуцирован, а девон представлен преимущественно вулканогенными образованиями.
Освоение провинции началось в 1936— 1937 гг. с открытия небольшой залежи нефти в кепроке Роменского соляного купола. В 1950 г. были открыты Радченковское газонефтяное и крупное Шебелинское газоконденсатное месторождения. В последующем в провинции было открыто свыше 200 месторождений. Нефтяные месторождения мелкие и средние. Наиболее значительными являются Шебелинское, Западно-Крестищенское, Речицкое, Осташковичское, Монастырищенское, Леляковское, Глинско-Розбышевское и др. Запасы провинции умеренные и сосредоточены в основном в палеозое. С глубинами менее 3 км связано 33% запасов; 3 - 5 км - 57%; глубже 5 км - 10%.
В пределах провинции выделяются две НГО — Припятская нефтеносная, Днепровско-Донецкая газонефтеносная.
Региональными покрышками служат: глинисто-сульфатные и соленосные отложения франского яруса; соленосная толща верхнего фамена; глинистые породы башкирского и московского ярусов; глинистые и соленосные отложения перми; глины верхнего триаса и байоса-бата. Продуктивными комплексами являются: подсолевой (эйфельско-франский), сложенный терригенно-карбонатными породами; межсолевой (нижнефаменский), сложенный известняками и доломитами; нижне- среднекаменноугольный терригенно-карбонатный; верхнекаменноугольно-нижнеперм-ский, сложенный песчано-алевролитовыми отложениями и трещиноватыми и кавернозными ангидритами и доломитами; верхне-пермско-мезозойский, представленный песчано-карбонатными отложениями.
Эйфельско-франский (подсолевой) НГК мощностью 0 — 3000 м в верхней части сложен карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями саргаевского, семилукско-петинского и воронежского горизонтов, где коллекторами являются доломиты и известняки. Нижнюю часть слагают терригенные породы тернусско-на-ровского, лужского и пашийско-кыновского горизонтов. Емкостные фильтрационные свойства коллекторов резко изменчивы. Региональной покрышкой служат глинисто-сульфатные евлановские и соленосные ливенские отложения. В комплексе сосредоточено более 20% разведанных запасов нефти. Выявлены залежи нефти на Речицком, Осташковичском, Ромненском и др. месторождениях.
Нижнефаменский (межсолевой) НГК мощностью 0 — 1800 м представлен известняками и доломитами (Припятская НГО) и песчаниками и алевролитами (Днепровско-Донецкая НГО) задонско-елецкого возраста, региональной покрышкой для которых является верхняя соленосная толща елецко-лебедянского возраста. Всегoвыделяется 4 — 6 продуктивных горизонтов на Осташкович-ском, Давыдовском, Вишанском и др. месторождениях.
Нижнекаменноугольный НГК мощностью 700 — 2000 м представлен терригенными породами с подчиненными прослоями карбонатных отложений. Мощные глинистые толщи разделяют комплекс на турнейско-нижневизейскую терригенно-карбонатную и норхневизеиско-серпуховскую преимущественно терригенную подуктивные толщи. С комплексом связано 20% начальных запасов УВ. Выделяют около 20 продуктивных горизонтов. Выявлены залежи на Руденковском, Качановском, Анастасьевском, Кошевском и др. месторождениях.
Среднекаменноугольный НГК мощностью 800 — 3000 м сложен герригенно-карбонатными породами. Коллекторами служат пласты песчаников и алевролитов, реже карбонатных пород, которые перекрыты сверху пластами глин и аргиллитов в кровле башкирского и московского ярусов. В этом комплексе обнаружены залежи нефти и газа на Качановском, Гоголевском, Коробчинском и др. месторождениях.
Верхнекаменноугольно-нижнепермский НГК мощностью 1100— 1360 м выражен терригенно-карбонатными и сульфатно-галогенными породами. Коллекторами служат пачки песчаников и алевролитов, толщи трещиноватых и кавернозных карбонатов и ангидритов, обладающие хорошими емкостными свойствами. С этим комплексом связано более 60% начальных запасов УВ в провинции. Залежи нефти выявлены на Ефремовском, Крестищенском, Машевском, Староверском; газа — на Шебелинском, Крестищенском и др. месторождениях.
Верхнепермско-мезозойский НГК мощностью 100 — 2000 м представлен терригенно-карбонатными отложениями. Продуктивные горизонты нижней части комплекса связаны с песчано-кар-бонатными отложениями нижнего триаса и терригенными породами (кореневская свита) верхней перми, покрышкой для которых служит толща красноцветных глин (нижнесеребрянская подсвита) верхнего триаса. В верхней части скопления УВ связаны с базальной пачкой песчаников юры, экранируемых бат-байосской толщей глин. Залежи нефти открыты на Качановском, Рыбальском, Солоховском и др. месторождениях.
Основной особенностью пространственного размещения нефти и газа Днепровско-Припятской провинции является определенная площадная дифференцированность в распределении различных типов скоплений углеводородов. В северо-западной ее части распространены преимущественно нефтяные залежи, в центральной — как газовые, так и нефтяные залежи, на востоке — в основном газовые.
Если в Припятской впадине распространены в основном нефтяные залежи, то в целом Днепровско-Донецкий грабен является преимущественно газоносным, разведанные запасы газа которого значительно превышают запасы нефти и конденсата. Площадь распространения газовых скоплений превышает площадь, на которой встречены залежи нефти. Большая доля разведанных запасов газа сосредоточена на юго-востоке, а нефти — на северо-западе.
В связи с таким распределением некоторыми авторами высказывается мнение, что газовые месторождения на юго-востоке провинции, особенно в Преддрнецком передовом прогибе, сформировались в результате миграции газов, генерировавшихся при метаморфизме угленосных толщ карбона Донбасса и его северозападных окраин.
В пределах провинции, как уже упоминалось выше, выделены две НГО — Припятская нефтеносная, Днепровско-Донецкая газонефтеносная.
ПРИПЯТСКАЯ НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (рис. 2) площадью 30 тыс. км2 приурочена к одноименному прогибу. Основные продуктивные комплексы связаны с подсолевыми и межсолевыми карбонатными отложениями верхнего девона. 80% общего объема начальных разведанных запасов нефти связано с глубинами до 3 км, а остальные с интервалами 3 — 5 км, причем основной объем начальных разведанных запасов нефти находится в Северной структурно-тектонической зоне, небольшая часть в Центральной зоне. Большая часть начальных разведанных запасов нефти связана с подсолевыми и межсолевыми карбонатными комплексами. Часть запасов содержится в терригенных подсолевых и верхнесолевых отложениях девона.
В области выделяются Северный нефтеносный район и два перспективно нефтегазоносных района — Центральный и Южный.
Центральный нефтеносный район приурочен к одноименной структурно-тектонической зоне Припятского прогиба. Здесь открыты нефтяные месторождения с залежами в подсолевых и межсолевых отложениях.
Рис. 2. Припятская нефтегазоносная область (С.П. Максимов и др., 1987): а — карта размещения месторождений нефти; б — геологический профиль по линии I— Г.
Структурные зоны Припятского прогиба: А — Северная, Б — Центральная, В — Южная. Зонынефтегазонакопления (валы, ступени): I— Северная прибортовая, II— Чернинско-Первомайская, III— Дубровско-Александровская, IV— Речицко-Вишанская, V— Малодушинская, VI— Савичско-Заречинская.
Месторождения: 1 — Судовицкое, 2 — Березинское, 3 — Оземлинское, 4 — Первомайское, 5- Восточно-Первомайское, 6 — Озерщинское, 7 — Дубровское, 8 — Александровское, 9 — Борщевское, 10 — Вишанское, 11 — Полесское, 12 — Мармовичское, 13 — Давыдовское, 14 — Хуторское, 15 — Сосновское, 16 — Южно-Сосновское, 17 — Осташковичское, 18 — Южно-Осташковичское, 19 — Западно-Тишковское, 20 — Тиш-ковское, 21 — Речицкое, 22 — Днепровское, 23 — Красносельское, 24 — Ветхинское, 25 — Золотухинское, 26 — Малодушинское, 27 — Барсуковское, 28 — Надвинское, 29 — Комаровичское
Северный нефтеносный район, приуроченный к Северной структурной зоне прогиба, характеризуется четким соответствием структурных планов подсолевых и межсолевых отложений, наличием в подсолевых отложениях линейно вытянутых (длиной до 150 км) тектонических ступеней, осложненных блоками и приразломными поднятиями. С этими ступенями связаны в районе пять валообразных структур, в пределах которых сосредоточены все выявленные в области месторождения нефти. Здесь открыто более двух десятков многопластовых нефтяных месторождений. Одно из крупнейших месторождений Осташковичское. Для подсолевого комплекса характерны пластовые тектонически экранированные залежи нефти, для межсолевого — массивные или массивно-пластовые с элементами тектонического или литологического ограничения.
Южная структурно-тектоническая зона прогиба относится к перспективным землям Припятской области. Характеризуется относительно спокойным характером тектоники, в межсолевых комплексах увеличивается роль терригенных отложений. Перспективны здесь подсолевые и межсолевые отложения девона.
В области открыто свыше 50 нефтяных и нефтегазовых месторождений, таких как: Речицкое, Вишанское, Давыдовское, Тишковское, Восточно-Выступовичское и др. месторождения нефти.
ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКАЯ ГАЗОНЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (рис. 3) площадью 87 тыс. км2 расположена в пределах одноименного авлакогена и Преддонецкого передового прогиба. Характеризуется увеличением стратиграфического диапазона газонефтеносности и постепенного замещения к юго-востоку нефтяных месторождений на газонефтяные и газовые. Основной объем разведанных запасов области сконцентрирован в нижнекаменноугольном и верхнекаменноутольно-пермском комплексах.
В области выделяют 7 нефтегазоносных районов. Открыто более 150 месторождений: 85 газовых и газоконденсатных, 8 газовых и нефтегазовых, 30 нефтяных, 33 нефтегазоконденсатных.
Крайнюю северо-западную часть области с мощностью осадочного чехла до 6 км выделяют в Монастырищенский нефтеносный район. Здесь в отложениях нижнего карбона в пластовых сводовых литологически и стратиграфически экранированных залежах открыты такие месторождения нефти, как Монастырищенское, Прилукское, Седиевское и др
Рис. 3. Днепровско-Донецкая газонефтеносная область (С.П. Максимов и др., 1987):
а — карта размещения месторождений нефти и газа; б — геологический профиль по линии I— Г.
Структурные зоны Днепровского грабена: 1а — Северная прибортовая, 16 — Центральная, 1в — Южная прибортовая; II— Преддонецкая ступень (северные окраины Донбасса).
Месторождения: 1 — Нынивское, 2 — Талалаевское, 3 — Великобубновское, 4 — Николаевское, 5 — Артюховское, 6 — Перекоповское, 7 — Анастасьевское, 8 — Роменское, 9 — Гадячское, 10 — Куличихинское, 11 — Тимофеевское, 12 — Новотроицкое, 13 — Качановское, 14 — Рыбальское, 15 — Голиковское, 16 — Бугреватовское, 17 — Прокопенковское, 18 — Козиевское, 19 — Котелевское, 20 — Березовское, 21 —Степовое, 22 — Коробочкинское, 23 — Волоховское, 24 — Северо-Голуповское, 25 — Дружелюбовское, 26 — Зайцевское, 27 — Софиевское, 28 —Западно-Софиевское, 29 — Бережовское, 30 — Северо-Ярошевское, 11 — Ярошевское, 32 — Щуровское, 33 — Мильковское, 34 — Леляковское, 35 — Озерянское, 36 — Гнединцевское, 37 — Светличное, 38 — Богдановское, 39 — Луценковское, 40 — Белоусовское, 41 — Чернухинское, 42 — Шумское, 43 — Васильевское, 44 — Глинско-Розбышевское, 45 — Клинско-Краснознаменское, 46 — Харьковцевское, 47 — Яблуновское, 48 — Малосорочинское, 49 — Радченковское, 50 — Кошевойское, 51 — Вельское, 52 — Солоховское, 53 — Опошнянское, 54 — Матвеевское, 55 — Руновщинское, 56 — Гоголевское, 57 — Семенцовское, 58 — Аба-зовское, 59 — Восточно-Полтавское, 60 — Машевское, 61 — Суходолов-ское, 62 — Чутовское, 63 — Распашновское, 64 — Новоукраинское, 65 — Западно-Крестищенское, 66 — Червоноярское, 67 — Западно-Старове-ровское, 68 — Медведовское, 69 — Восточно-Медведовское, 70 — Лан-новское, 71 — Западно-Сосновское, 72 — Кегичевское, 73 — Мелиховское, 74 — Западно-Ефремовское, 75 — Ефремовское, 76 — Шебелин-ское, 77 — Миролюбовское, 78 — Спиваковское, 79 — Монастырищен-ское, 80 — Малодевицкое, 81 — Прилукское, 82 — Кибинцевское, 83 — Сагайдакское, 84 — Потичанское, 85 — Лиманское, 86 — Зачепиловское, 87 — Решетняковское, 88 — Руденковское, 89 — Николаевское (Новониколаевское), 90 — Новогригорьевское, 91 — Михайловское, 92 — Юрьевское, 93 — Кременовское, 94 — Новоселовское, 95 — Восточно-Новосе-ловское, 96 — Пролетарское, 97 — Перещепинское, 98 — Голубовское, 99 — Богатойское, 100 — Левенцовское, 101 — Краснопоповское, 102 — Боровское, 103 — Муратовское, 104 — Капитановское, 105 — Лобачев-ское, 106 — Славяносербское, 107 — Вергунское, 108 — Кондрашевское, 109 — Ольховское, 110 4 Кружиловское, 111 — Грачикское, 112 — Пло-тинское, 113 — Глубокинское, 114 — Тишкииское, 115 — Красновское, 116 — Астаховское, 117 — Скосырское, 118 — Северо-Белянское
.
Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Следующий Бассейн: Ханкайский