ГКМ / 17.05.2011 / Сахалинское газоконденсатное месторождение

Рис. 1. Местоположение Краснокутска на географической карте Украины

Рис. 1. Местоположение Краснокутска на географической карте Украины

Рис. 2. Карта Днепровско-Припятской газонефтеносной провинции. Цифрами обозначены месторождения:1 – Осташковичское, 2 – Речицкое, 3 – Леляковское, 4 – Гнединцевское, 5 – Глинско-Розбышевское, 6 – Яблуковское, 7 – Западно-Крестищенское, 8 – Ефремовское, 9 – Шебелинское.  Римскими цифрами обозначены: I – Припятскся нефтеносная область, II – Днепровско-Донецкая газонефтеносная область

Рис. 2. Карта Днепровско-Припятской газонефтеносной провинции. Цифрами обозначены месторождения:1 – Осташковичское, 2 – Речицкое, 3 – Леляковское, 4 – Гнединцевское, 5 – Глинско-Розбышевское, 6 – Яблуковское, 7 – Западно-Крестищенское, 8 – Ефремовское, 9 – Шебелинское. Римскими цифрами обозначены: I – Припятскся нефтеносная область, II – Днепровско-Донецкая газонефтеносная область

Сахалинское газоконденсатное месторождение расположено в Краснокутском районе (15 км от г. Краснокутска) Харьковской области Украины (рис. 1). Согласно нефтегеологическому районированию данная территория входит в состав Днепровско-Припятской газонефтеносной провинции. Промышленная нефтегазоносность провинции установлена еще в 1950-х годах, когда в регионе были выявлены первые крупные месторождения УВ, приуроченные к поднятиям соляных куполов. 

Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция располагается в Восточной Украине, заходя также на территории Гомельской, Могилевской и Минской областей Беларуси на севере и Ростовской области России на юге (рис. 2). Провинция занимает обширную Приднепровскую низменность, ограниченную с севера Среднерусской возвышенностью и Белорусской грядой, с юга – Приднепровской возвышенностью и с востока – Донецким кряжем. Общая площадь провинции составляет 100 тыс. км2.

В геологическом отношении Днепровско-Припятская провинция отвечает региональному прогибу – Днепровскому грабену, осложняющему структуру фундамента Русской платформы. Прогиб протягивается на 1000 км (при ширине 200 км) с северо-запада на юго-восток. С севера и юга по системе разломов прогиб ограничивается двумя крупными положительными структурами – Воронежским массивом (антеклизой) на севере и Украинским щитом на юге. В структуре грабена принимают участие три тектонических элемента (с севера на юг): Припятский прогиб, Черниговское поднятие и Днепровский прогиб. Оба прогиба газонефтеносны. Каждый из них представляет самостоятельную нефтегазоносную область: Припятский прогиб – Припятскую нефтеносную область, а Днепровский прогиб – Днепровскую (Днепровско-Донецкую) газонефтеносную область.

Днепровский грабен выполнен толщей венд-кайнозойских отложений, мощность которых на северо-западе составляет 250 м, увеличиваясь на юго-восток до 20–22 км, что делает прогиб одним из самым глубоких в Европе. Характерной чертой строения Донецкого грабена является солянокупольная тектоника, связанная с наличием соленосных толщ нижней перми и девона.

В строении Днепровского грабена четко обособляются кристаллический фундамент, сложенный метаморфизованными архейско-протерозойскими образованиями, и осадочный чехол, породы которого формировались в интервале от девона до голоцена.

Разрез осадочных пород грабена начинается с рифтовых отложений средне-, позднедевонского возраста, которые представлены терригенно-карбонатными породами с прослоями вулканитов, пирокластического материала и солей. Мощность девонских отложений достигает 4 км. На девонских породах с несогласием залегают мелководно-морские и континентальные отложения (преимущественно карбонаты) раннего карбона (турнейский и визейский ярусы) мощностью несколько сотен метров (не более 500 м).  Начиная с верхнего визе характер осадконакопления резко меняется, на смену карбонатам  приходит мощная толща паралической угленосной формации верхнего визе – нижней части верхнего карбона. Эта продуктивная толща сложена чередующимися прослоями песчаников, алевролитов, аргиллитов, известняков и углей, причем основной объем толщи составляют алевролиты и аргиллиты (до 85%), в меньшей степени – песчаники (до 45%). Со второй половины верхнего карбона угленосность слоев сокращается, появляются красноцветные песчаники. Разрез верхнего карбона венчается континентальными песчано-глинистыми пестроцветными отложениями.  Общая мощность отложений карбона достигает 11 км.

В пермский период структурный план платформы в целом наследует таковой каменноугольного периода. Бассейн осадконакопления постепенно мелеет, открывая дорогу лагунной седиментации и накоплению эвапоритов. Маломощные раннепермские отложения (до 0,1 км), представленные песчаниками, известняками, гипсами и ангидритами, встречаются только в центральных частях бассейна, выклиниваясь в направлении бортов. В начале поздней перми территория Днепровско-Донецкой впадины испытывала общее поднятие, сопровождавшееся складчатостью и изменением структурного плана строения бассейна. В это время широкое развитие получили диапиры девонской каменной соли, прорывающие отложения карбона и нижней перми. Следующая стадия развития авлакогена характеризуется прогибанием и накоплением в течение поздней перми и большей части триаса толщи красноцветных континентальных песчано-глинистых образований. Эта стадия завершилась относительно слабым складкообразованием и надвиговыми дислокациями древнекиммерийской фазы.

Мезозойские породы, представленные морскими и континентальными отложениями мощностью около 2 км, с размывом и несогласием залегают на палеозое. Верхний мел состоит главным образом из мергелей и мела с прослоями известняков. Кайнозой представлен морскими мелководными обломочными отложениями – кварцевыми, глауконитовыми песками и песчаниками. Реже отмечаются карбонатные глины, мергели, глинистые известняки, опоки. Мощность кайнозоя составляет 300–400 м.

Нефтегазоносность Днепровско-Донецкой области связана с девонскими, каменноугольными, пермскими и триасовыми отложениями. Промышленные запасы газа установлены также на отдельных площадях в юрских отложениях. Регионально газоносными являются нижне-, среднекаменноугольные, нижнепермско-верхнекаменноугольные, нижнетриасово-верхнепермские породы. Коллекторами УВ служат песчаники, пески и алевролиты. Продуктивные горизонты выявлены на глубинах от 0,4 до 6,1 км. Мощность отдельных продуктивных пластов и толщ в среднем составляет 2–3 м, достигая нескольких десятков и сотен метров. Залежи пластовые сводовые, литологически и тектонически ограниченные, а также массивные. В распределении месторождений УВ Донецкого грабена прослеживается отчетливая зональность с севера на юг. Так, близ складчатого Донбасса известны лишь газовые залежи, а на границе с Черниговским выступом – только нефтяные. 

Нижнепермский-верхнекаменноугольный нефтегазоносный комплекс содержит более 95% запасов газа всего Днепровского грабена. Региональной покрышкой для залежей газа служат пласты каменной соли нижней перми. Газонефтеносность нижнекаменноугольного возраста имеет региональный характер. В комплексе выявлено 20 продуктивных горизонтов мощностью от 1 до 20 м. В основном это мелкозернистые песчаники с пористостью до 20%. Газовые залежи перекрыты региональной глинистой покрышкой мощностью более 200 м. Комплекс преимущестенно газоносный. Нефтяные залежи выявлены в прибортовых частях впадины.

Всего в  Днепрово-Донецкой Впадине открыто 210 месторождений нефти и газа, имеющих более 700 залежей, которые приурочены к восьми продуктивным комплексам в весьма широком стратиграфическом интервале.

Поисковые работы на Сахалинской площади ведутся уже 46 лет, в 1975 г. сейсморазведочными работами были получены первые данные об отражающих горизонтах и структуре будущего месторождения.  Месторождение было открыто в 1980 г., когда две скважины вскрыли газовую залежь в серпуховском ярусе и нефтяную залежь в отложениях московского яруса карбона.

Месторождение располагается в центральной части северного борта Донецкого грабена. По данным сейсмопрофилирования оно представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку с крутым южным крылом, строение которой осложнено соляным штоком. По подошве верхневизейских отложений размер складки составляет 5х6 км, амплитуда – 450 м. Складка имеет СЗ простирание и разбита многочисленными нарушениями сбросового характера. Региональный сброс, имеющий амплитуду от 50 до 125 м, разделяет Сахалинское месторождение на восточную и западную части. Плоскость разлома разделяет залежи УВ приподнятого и опущенного блоков.

По кровле продуктивного горизонта московского яруса свод Сахалинского поднятия оконтурен в западном блоке изогипсой – 3400 м, в восточном – -3250 м.  Залежи московского яруса относятся как к газонефтяным, так и к нефтяным. Залежи газа продуктивного горизонта серпуховского яруса находятся на глубине 4280–4308 м.

Залежи – пластовые, сводчатые, тектонически (реже литологически) экранированные. Коллекторы – песчаники. Пористость газонасыщенных песчаников составляет 10–12%. Газ – метановый. Плотность дегазированной нефти – 828–850 кг/м³. Содержание серы в нефти составляет 0,046–0,056 масс. %.

По последним данным запасы газа Сахалинского месторождения по категории А+В+С1 составляют 15 млрд. м3, конденсата и нефти – по 1,7 млн. т. Вопреки распространенному с СМИ мнению, это далеко не самое крупное месторождение Украины.  Так, запасы Шебелинского газового месторождения (открыто в 1950 г  в той же Харьковской области оцениваются в 650 млрд. м3 газа. И хотя месторождение уже практически отработано, даже его остаточные запасы превышают исходные запасы Сахалинского.  

 

Литература:

Галас Н. М., Полторацкая Л. Н., Николайчук В. В., Шпак О. П. Современный подход к проблемам опытно-промышленной разработки нефтяных и газонефтяных горизонтов московского яруса Сахалинского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2006. №5. С. 33–38.

Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР. Под ред. Безносова Н. В. и др., М.: Недра, 1987. 336 с.

Горная энциклопедия. – М.: Советская энциклопедия. Под ред. Е. А. Козловского. 1984–1991.

Бакиров  Э. А., Ермолкин В. И., Ларин  В. И., Мальцев А. К., Рожков  Э. Л. Геология нефти и газа. М: Недра. 1990. 240 с.

Stovba S. M., Stephenson R. A. Style and timing of salt tectonics in the Dniepr-Donets Basin (Ukraine): implications for triggering and driving mechanisms of salt movement in sedimentary basins // Marine and petroleum geology. 2003. №19.  P. 1169–1189.

Stovba S. M., Stephenson R. A., Kivshik M. Structural features and evolution of the Dniepr-Donets Basin, Ukraine, from regional seismic reflection profile // Tectonophysics. 1996. 268. P. 127–147. 

Гірничий енциклопедичний словник, т. 3. / За ред. В. С. Білецького. – Донецьк: Східний видавничий дім, 2004. – 752 с.


Тэги:газГКМгкм украины 

Рейтинги

Первая десятка: США, Россия, Иран, Катар, Канада, Китай, Норвегия, Саудовская Аравия, Алжир, а также Индонезия.
Читать дальше


Календарь

27-27 мая 2016 года
Российский рынок газа. Биржевая торговля
Санкт-Петербург, "Кемпински Мойка 22"

Биржевая торговля газом способна стать эффективным инструментом совершенствования системы газоснабжения в России.

Подробности

Блоги

50 лет СПГ-торговле

ЖЖ IV_G
50 лет СПГ-торговле

Wood Mackenzie подводит итоги 50 годам развития СПГ в мире: в настоящее время в торговлю сжиженным природным газом вовлечено 45 стран.

Читать полностью

ГКМ

Пеляткинское газоконденсатное месторождение

Пеляткинское газоконденсатное месторождение расположено на севере Красноярского края  в 250 км к западу от Норильска. Месторождение является крупнейшим по запасам углеводородного сырья на Таймырском полуострове и в настоящее время обеспечивает потребности в газе Норильского промышленного района.

Читать дальше

Авторский блок

А. А. Паранук
Установка непрерывной вакуумной перегонки мазута производительностью 100 тонн в сутки по сырью

В работе приводится описание установки непрерывной вакуумной перегонки мазута производительностью 100 тонн в сутки по сырью. Приведены преимущества предлагаемой установки перед существующим оборудованием по вакуумной перегонке мазута, описание установки и ее технологические характеристики. Приводится детальный анализ ее технологического оборудования.

Читать дальше

Пресс-релизы

"Саратовнефтегаз" (АК "РуссНефть") наращивает добычу природного газа
Остаточные запасы свободного газа на Западно-Рыбушанском месторождении оцениваются в 1327 млн куб м. Читать дальше

 

Из кубических футов -> в куб м

Футы кубические трлн.

Метры кубические млрд.

Футы кубические млрд.

Метры кубические млн.

Из MMBTU -> в долл за тыс куб м

MMBTU

Долл. за 1000 м. куб.

Из млн тонн СПГ -> в тыс куб м

Сжиж. природный газ млн.т.

Метры кубические млрд.

Из €/MWh -> в долл за тыс куб м

€/MWh

1000 метров кубических долл.

Из пенсов на терму (NBP) -> в долл за тыс куб м

Цена за терму, пенсов

Долл. за 1000 м. куб.

начало | телетайп | материалы | рейтинги | контакты

©  «Компания ИНТАРИ - сбор, анализ и хранение данных о трубопроводах», 2009 - 2016