ГКМ / 16.08.2011 / Шебелинское нефтегазоконденсатное месторождение

Рис. 1. 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 Рис. 1. 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

Рис. 1. 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

Рис. 2. Геологическое строение Шебелинского месторождения. Верхний рисунок – структурная карта по кровле картамышской свиты нижней перми; нижний рисунок – геологический разрез по линии А-Б. Условные обозначения: 1 – изогипсы, м., 2 – контур газоносности, Рис. 2. Геологическое строение Шебелинского месторождения. Верхний рисунок – структурная карта по кровле картамышской свиты нижней перми; нижний рисунок – геологический разрез по линии А-Б. Условные обозначения: 1 – изогипсы, м., 2 – контур газоносности,

Рис. 2. Геологическое строение Шебелинского месторождения. Верхний рисунок – структурная карта по кровле картамышской свиты нижней перми; нижний рисунок – геологический разрез по линии А-Б. Условные обозначения: 1 – изогипсы, м., 2 – контур газоносности,

Шебелинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Балаклейском районе Харьковской области Украины (к юго-востоку от Харькова). Согласно нефтегеологическому районированию данная территория входит в состав Днепровско-Припятской газонефтеносной провинции, которая располагается в Восточной Украине, заходя также на территории Гомельской, Могилевской и Минской областей Беларуси на севере и Ростовской области России на юге (рис. 1). 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 преимущественно 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.

В тектоническом отношении Шебелинское месторождение располагается в приосевой зоне восточной части Днепровско-Донецкой Впадины. Оно приурочено к крупной (40х13 км) брахиантиклинальной складке с крутым юго-западным крылом (30°) и пологим северо-восточным (15°). По верхним горизонтам поднятие пологое, но с глубиной его амплитуда увеличивается: по палеогеновым отложениям она составляет 70 м, сеноманским отложениям – 650 м, триасовым – 950 м, нижнеангидритовому горизонту – 1100 м, верхнему карбону – 1200 м. Складка имеет СЗ простирание и разбита многочисленными тектоническими нарушениями, которые делят структуру на  северо-восточный и юго-западный блоки (рис. 2). Амплитуда взбросов достигает 150-200 м. Формирование складки завершилось в преднеогеновое время.

Геологический разрез месторождения вскрыт до глубины около 4000 м и представлен отложениями мезозоя - кайнозоя, верхней и нижней перми и верхнего и среднего карбона. Основные запасы газа связаны с отложениями араукаритовой (песчаники с аргиллитами и известняками), мелиховской (переслаивание глин и алевролитов с линзами песчаников) и никитовской (ритмичное чередование глин, известняков, доломитов и ангидритов) свит  нижней перми, а также картамышской свитой (переслаивание глин и алевролитов с линзами песчаников) верхнего карбона. В данных породах установлено 14 продуктивных горизонтов, образующих единую залежь. Покрышкой для залежи является нижнепермская соленосная толща мощностью около 500 м.  Незначительные залежи установлены в триасе и вышележащих отложениях мезозоя.

Основная залежь массивно-пластовая сводчатая высотой 1180 м с общим ГВК на отметке -2270 м. Размер газонасыщенной части около 29x10 км. Пористость газонасыщенных песчаников и ангидритов составляет 10-12%. Газ по составу метановый (до 97.8%).

Шебелинская структура выявлена в 1947 году, тогда как месторождение открыто только в 1950 году. На тот момент оно считалось одним из крупнейших в Европе. Его начальные запасы природного газа составляли 650 млрд. м3, конденсата - 8,3 млн. т. Ввод в эксплуатацию Шебелинского месторождения начался в 1956 г. По современным данным на нем было добыто около 570 млрд. м3 газа, что составило примерно 90% подсчитанных запасов. К 2007 году объем добычи остаточных запасов газа превысил прогнозируемые запасы более чем в два раза.  В настоящее время в окрестностях Шебелинского месторождения ведется исследование нескольких перспективных площадей: Северо-Шебелинской, Восточно-Шебелинской, Южно-Шебелинской и Западно-Шебелинской, суммарные ресурсы которых оцениваются в 100 млрд. м3 газа.

 

Литература:

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.

Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н. Экспериментальные геоэлектрические исследования на Шебелинском газоконденсатном месторождении // Доклады национальной АН Украины. №2. 2009. С. 115-120.

Рослый И.С. Закономерности распределения физических свойств пород Шебелинского месторождения // Геология нефти и газа. №10. 1992.

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


Тэги:газзапасы природного газа 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

О младшем болгарском брате

ЖЖ Кonfuzij
О младшем болгарском брате

Болгарию, нашего бывшего младшего брата, легкомысленно игнорируют. И напрасно. Ибо в Болгарии какое-то неприятное затишье. Там победный процесс может упереться в посконный простой житейский газовый вопрос.
Читать полностью

ГКМ

Месторождение Апшерон

Газоконденсатное месторождение Апшерон (или Абшерон) расположено на шельфе Каспийского моря приблизительно в 100 км к юго-востоку от Баку.
Читать дальше

Авторский блок

К вопросу о модернизации реализации газа

М. Бабяк
К вопросу о модернизации реализации газа

Как оптимизировать работу “Межрегионгаза”, минимизировав затраты на работу с мелкими потребителями? Очень просто. Необходимо создать возможность платить за газ за год вперед со скидкой.
Читать дальше

Пресс-релизы

Инновационные методы разработки трудноизвлекаемых запасов газа получили премию
В ПАО «Газпром» состоялось награждение лауреатов премии компании в области науки и техники за 2018 год. Первый приз получила работа «Создание и внедрение инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами газа, позволяющих увеличить рентабельность добычи», созданная в ОАО «Севернефтегазпром». «Серебро» получила работа «Разработка комплекса отечественных катализаторов нефтепереработки для получения высококачественных моторных топлив», созданная в ПАО «Газпром нефть».
Читать дальше

 

начало | телетайп | материалы | рейтинги | контакты

©  «Компания ИНТАРИ - сбор, анализ и хранение данных о трубопроводах», 2009 - 2017