Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті

Эта статья посвящена геологическим явлениям и факторам, ответственным за возникновение вогнутых, выпуклых и наклонных флюидних контактов в предкарпатских газовых месторождениях....

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2009
Автори:	Масляк, В.О., Краюшкін, В.О.
Формат:	Стаття
Мова:	Ukrainian
Опубліковано:	Інститут геологічних наук НАН України 2009
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/12452
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті / В.О. Масляк, В.О. Краюшкін // Геологічний журнал. — 2009. — № 3. — С. 68-76. — Бібліогр.: 9 назв. — укр.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-12452
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-124522013-02-13T02:27:44Z Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті Масляк, В.О. Краюшкін, В.О. Эта статья посвящена геологическим явлениям и факторам, ответственным за возникновение вогнутых, выпуклых и наклонных флюидних контактов в предкарпатских газовых месторождениях. This article is devoted to the geological events and factors responsible for the origin of concave, convex and tilted fluid contacts in the Fore-Carpathian gas fields. 2009 Article Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті / В.О. Масляк, В.О. Краюшкін // Геологічний журнал. — 2009. — № 3. — С. 68-76. — Бібліогр.: 9 назв. — укр. 0367-4290 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/12452 553.982.061.33 uk Інститут геологічних наук НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Ukrainian
description	Эта статья посвящена геологическим явлениям и факторам, ответственным за возникновение вогнутых, выпуклых и наклонных флюидних контактов в предкарпатских газовых месторождениях.
format	Article
author	Масляк, В.О. Краюшкін, В.О.
spellingShingle	Масляк, В.О. Краюшкін, В.О. Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті
author_facet	Масляк, В.О. Краюшкін, В.О.
author_sort	Масляк, В.О.
title	Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті
title_short	Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті
title_full	Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті
title_fullStr	Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті
title_full_unstemmed	Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті
title_sort	деякі особливості акумуляції газу в українському передкарпатті
publisher	Інститут геологічних наук НАН України
publishDate	2009
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/12452
citation_txt	Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті / В.О. Масляк, В.О. Краюшкін // Геологічний журнал. — 2009. — № 3. — С. 68-76. — Бібліогр.: 9 назв. — укр.
work_keys_str_mv	AT maslâkvo deâkíosoblivostíakumulâcíígazuvukraínsʹkomuperedkarpattí AT kraûškínvo deâkíosoblivostíakumulâcíígazuvukraínsʹkomuperedkarpattí
first_indexed	2025-07-02T14:33:54Z
last_indexed	2025-07-02T14:33:54Z
_version_	1836546088197160960
fulltext	Дослідження особливостей та умов формуC вання нафтогазових акумуляцій є однією із найскладніших проблем геології нафти та газу. Її складність посилюється великою кількістю різноманітних контролюючих та видозмінних факторів, значення яких різниC ми дослідниками трактується поCрізному. Відомо, що утворення покладів нафти і газу звичайно пов'язується з їх вспливанням та гравітаційною диференціацією в природC ному водонасиченому поровому середоC вищі. При цьому вважається, що флюїдні контакти завжди повинні бути горизонтальC ними, а відхилення від цього можуть породC жуватись або капілярними явищами, обуC мовленими неоднорідністю колектора, або промиваючою дією артезіанських чи елізійних пластових вод, або зміною регіонального нахилу нафтогазоносних пластів після утворення цементної облямівки з епігенетичних карбонатів чи асфальту навC коло покладів (ефект "запечатування") і т. п. [6]. Інакше кажучи, утворення негоризонC тальних флюїдних контактів (НФК) в нафтоC газових акумуляціях пояснювали багатьма факторами, які відбулися в наступні періоди геологічної історії, але тільки не самим проC цесом їх формування. Вивчення таких НФК у газових та нафтових покладах родовищ має важливе теоретичне та практичне значення для визначення напрямів нафтогазової розвідки, удосконалення методики вивчення неоднорідних колекторів, вибору раціональC них методів і засобів впливу на вибійну зону у експлуатаційних свердловинах, а також для уточнення оцінки запасів нафти та газу. Дослідження особливостей геологічної будови та умов газонакопичення у ХідноC вицькому, Садковицькому, Пинянському та Залужанському родовищах, прилеглих до Стебницького надвигу в Зовнішній зоні ПеC редкарпатського прогину, свідчить, що виC никнення тут нахилених, викривлених та навіть вертикальних газоводяних контактів (ГВК) не вдається пояснити ні диференціальC ним проявом капілярних сил в неоднорідних гранулярних колекторах, ні гідродинамічною циркуляцією та елізійним переміщенням пластових вод, ні "запечатуванням" епігенеC тичними карбонатами чи асфальтом із насC тупною переміною регіонального нахилу пластів, ні будьCякими іншими геологічними факторами, які не були пов'язані з процесом формування газових родовищ. Залужанське газове родовище було відкрите в 1971 р. поблизу м. Самбір Львівської області в міоценовій осадовій товщі на глибині від 1080 до 3460 м. В проC мислову розробку було введено у 1981 р. Його початкові видобувні запаси газу станоC вили майже 29 млрд м3. Неподалік від ЗалуC жанського знаходиться Пинянське родовиC ще, яке було виявлене в 1967 р. у піщаноC глинистій товщі в інтервалі глибин 1074–2155 м. В експлуатацію було введено у 1970 р. Його початкові видобувні запаси газу нараховували 15,6 млрд м3. А на сусідньому Садковицькому родовищі, відкритому в 1965 р., ці ж запаси були вже значно меншими і становили лише 2,3 млрд м3. У промислову розробку міоценова товща цього родовища була введена у 1974 р. (інтервал глибин від 660 до 1340 м). Хідновицьке газове родовище було відкрито ще в 1942 р., у 40 км на північний захід від м. Самбір у міоценових відкладах на глибині від 570 до 1170 м. Має початкові видобувні запаси газу близько 17,6 млрд м3. Введено в розробку в 1973 р. По нижньоміоценових відкладах ХідноC вицька, Садковицька та Пинянська структуC ри – це антиклінальні підняття північноC 68 ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2 УДК 553.982.061.33 В. О. Масляк, В. О. Краюшкін ДЕЯКІ ОСОБЛИВОСТІ АКУМУЛЯЦІЇ ГАЗУ В УКРАЇНСЬКОМУ ПЕРЕДКАРПАТТІ Эта статья посвящена геологическим явлениям и факторам, ответственным за возникновение вогнутых, выпуклых и наклонных флюидних контактов в предкарпатских газовых месторождениях. This article is devoted to the geological events and factors responsible for the origin of concave, convex and tilted fluid contacts in the ForeCCarpathian gas fields. © В. О. Масляк, В. О. Краюшкін, 2009 західного простягання. Їх південноCзахідні крила зрізані Стебницьким надвигом, по якому стебницькі і баденські моласи неогеC ну Внутрішньої зони Передкарпатського прогину насунуті на більш молоді міоценові моласи його Зовнішньої зони. Останні з куC товим неузгодженням залягають на метаC морфізованих породах рифею Лежайського масиву, інтенсивно ускладнених позC довжніми і поперечними розломами, які продовжуються і в низах міоценової товщі. Вверх по розрізу вони затухають і в газоносC них відкладах нижнього міоцену практично уже не простежуються. Великі річкові системи меридіонального напрямку тут у період з пізньої юри до пліоцену акумулювали потужні товщі териC генних осадків у межах внутрішнього палеоC шельфу. Седиментаційне просування дельC тових відкладів у басейні сарматського віку сприяло утворенню різноманітних комбіноC ваних газонафтових пасток з висоC коємнісними породамиCколекторами, літоC логічно обмеженими чи екранованими. Слабка тектонічна пульсація півдня ЄвроC пейського кратону в сарматський вік зумовC лювала формування ритмічної верстуваC тості осадової товщі у вигляді перешаруванC ня теригенних піщаних пачок із глинистими прошарками. Останні тут слугують ефективC ними якісними флюїдоупорами [8]. Тому відкриття понад 30 родовищ, приурочених не тільки до склепінь антикліналей, але й до їх схилів (інколи більш багатих піщанистими фракціями, ніж склепінні частини цих струкC тур), у смузі зчленування Зовнішньої зони Передкарпатського прогину з його Внутрішньою, дозволяє вважати, що газоC вий потенціал навіть у такому старому нафC тогазодобувному районі ще далекий від свого повного вичерпання. Досліджувані Хідновицьке, Садковицьке та Пинянське родовища мають багатопласC товий характер. В їх надрах виділяється від п'яти до семи газопродуктивних горизонтів, які відрізняються між собою гідродинамічним режимом, пластовими тисками, нахилом та рельєфною формою ГВК. Газоносні горизонC ти, які поділені глинистими перемичками з витриманими по площі товщинами, але різними для різних горизонтів (5–20 м), є пластами та пропластками піщаників, алевC ролітів і глин. Газові поклади приурочені пеC реважно до верхніх (покрівельних) частин гоC ризонтів, більш піщанистих порівняно з їх нижніми частинами. Продуктивними є піщаC ноCалевролітові горизонти нижньодашавсьC кої та низи верхньодашавської підсвіт нижнього сармату. На Хідновицькому родоC вищі це горизонти ВДC14, НДC1–НДC5 і НДC7, на Садковицькому – ВДC13 і C14, НДC1а і C1б, НДC2, НДC3а і C3б, НДC5–НДC9 та на ПинянсьC кому – НДC5–НДC9. Поклади газу цих родоC вищ пластові, склепінні, тектонічно і літоC логічно екрановані. Положення газових покладів контроC люється Стебницьким регіональним надвиC гом. Так, з південного заходу вони обмежені товщею перем'ятих нижньосарматських і баденських відкладів цього надвигу, які відіграють тут роль екрану; з північного заC ходу – зоною літологічного заміщення піщаC ноCалевролітових порід глинами, а на півдні і північному сході – зонами водоносності. Майже всі поклади газу мають ГВК, наC хилені від перикліналі до склепіння. НахиC лені ГВК і в бік Стебницького надвигу. Тому границі поділу газ–вода часто мають тут вигляд опуклих антиклінальних поверхонь або структурних носів чи терас (рис. 1). А кут нахилу деяких частин ГВК Залужанського родовища взагалі приближений до 90°. І це свідчить про те, що тектонічне чи літологічне екранування покладів газу не завжди є обов'язковою умовою для їх утворення та збереження [2]. Нахил ГВК у Хідновицькому, СадковицьC кому та Пинянському родовищах різний, але не більший 18 м на 1 км. Найбільша різниця у відмітках ГВК для одного і того ж газового покладу становить 62,5 м, а найменша колиC вається в межах 1 м. ГВК цих родовищ нахиC лені незалежно від напрямку падіння їх пластів. Природу НФК у газових покладах деякі дослідники пояснюють дією диференціальC ного капілярного тиску і припускають, що на ділянках з пониженою проникністю продукC тивних відкладів ГВК підіймається вище [6, 7]. Проте у покладів Хідновицького, СадкоC вицького та Пинянського родовищ спосC терігається діаметрально протилежна карC тина, оскільки антиклінальні перегини ГВК і його самий високий рівень, як правило, приC урочені до тих ділянок покладів, де розвинуті кращі колекторські породи. Про це переконC 69ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2 70 Р и с. 1 . В и кр и вл ен і т а на хи ле ні Г В К в г аз о ви х по кл ад ах д аш ав сь ко ї с ві ти с ар м ат у на р із ни х д іл ян ка х Х ід но ви ц ьк о го , С ад ко ви ц ьк о го т а П и ня нс ьк о го р о д о ви щ 1 – г аз ; 2 – в о д а; 3 – Г В К ( ві д м іт ки в м е тр ах н и ж че р ів н я м о р я) ; 4 – с ве р д ло ви н и ; 5 – п о р и ст іс ть ; 6 – н е п р о н и кн і п о р о д и ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2 ливо свідчать структурні карти по поверхні газоносних горизонтів, на яких показані лінії рівних глибин ГВК, а також лінії рівних коC ефіцієнтів пористості та піщанистості. Окрім того, морфологія ГВК в покладах продемонC стрована на спеціально побудованих деC талізаційних великомасштабних профільних розрізах. На них з метою аналізу причин тоC го чи іншого положення ГВК нанесені відповідні графіки коефіцієнтів пористості, піщанистості та проникності (рис. 1). Для кращого візуального сприйняття рис. 1 на ньому показано тільки графік пористості, оскільки два останніх подібні до конфігуC рацій першого. Ці побудови теж переконлиC во свідчать про те, що капілярні сили не є причиною виникнення всіх НФК у покладах газу згаданих родовищ. Другою, дуже важливою причиною утвоC рення НФК у покладах нафти і газу можуть бути гідродинамічні течії артезіанських чи елізійних пластових вод [6, 7]. Проте відповідні дослідження вказують на застійний режим підземних вод північноCзахідної частиC ни Зовнішньої зони Передкарпатського проC гину. Проникні піщаноCалевролітові пласти мають тут диференційований та незначний розвиток у потужній глинистій товщі. Вони не утворюють витриманих горизонтів і не сполуC чаються з денною поверхнею. До того ж гаC зові поклади Хідновицького, Садковицького та Пинянського родовищ експлуатуються виключно на газовому режимі. Таким чином, зміщення газових покладів у цих родовищах неможливо пояснити артезіанською циркуC ляцією пластових вод. Появу НФК могла б викликати і переміна регіонального нахилу порід нижнього сарC мату, якщо б навколо газових покладів була би утворена цементна облямівка з епігенеC тичних карбонатів чи гудрону, тим самим зафіксувавши первинне положення покладів газу в надрах цих родовищ. Але ні карбонатC них, ні асфальтноCгудронових цементуючих облямівок тут не виявлено. Утворення НФК у покладах газу цих роC довищ не викликано й розвитком конусів обC воднення під час розробки, оскільки вони є первинними, тобто такими, які існували ще до початку експлуатації газових покладів. Не впливав тут на форму ГВК значний відбір гаC зу на сусідньому, більшому покладі другої складки. Деякі дослідники пояснюють нахил ГВК у покладів газу досліджуваних родовищ ще й тим, що на ділянках структур з кращими коC лекторами гравітаційний розподіл газу та води нібито відбувався швидше, а незначне збільшення пластових тисків на периклінаC лях обумовило утворення НФК. В той же час експериментальні досліди та практика будоC ви підземних сховищ газу в нахилених водоC насичених піщаних пластах свідчать, що газ у гідростатичних умовах не може рухатись в пористому водонасиченому середовищі за рахунок сил плавучості, оскільки останні незмірно менші сил поверхневого натягу та гідравлічного опору [1, 5, 7]. А розробка таC ких гігантських родовищ, як ДіпCБейсн, МілкCРівер, СанCХуан в Канаді і США, свідчить про те, що навіть такі колосальні (255–12 500 млрд м3) маси газу в покладах з НФК не мають плавучості, яка б допомогла їм переміститись уверх підняття порід при відсутності екранів, як цього вимагає гравітаційна диференціація газу і води [5]. Порівняно з цими зарубіжними "висячими" газовими гігантами можливість вспливання значно менших об'ємів газу в надрах ХідноC вицького, Садковицького та Пинянського родовищ можна бачити як science fiction. Отже, жодну з наведених вище причин утворення НФК у надрах Передкарпаття не можна визнати вичерпно задовільною. Яка все ж таки природа нахилених та викривлених ГВК у покладів згаданих родоC вищ? Особливості будови надр ХідновицькоC го, Садковицького і Пинянського родовищ та умов їх газонакопичення, взяті разом із результатами експериментальних дослідC жень [4, 7], теорією руху рідин і газів у поC ристому середовищі [2, 6], а також практиC кою будови підземних сховищ газу в гориC зонтальних чи нахилених пластах пісковику [1], свідчать, що головною причиною утвоC рення НФК тут треба вважати сам процес росту покладів газу при формуванні цих роC довищ. Оскільки вторинність тут газових покладів не викликає сумнівів, більшість дослідників схиляються до думки, що найбільш реальним шляхом міграції газу з глибинних піднадвигових порід у міоценову осадову товщу була зона дроблення регіонального Стебницького надвигу. Інший шлях міграції газу через літологічно невитC 71ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2 римані баденськоCсарматські товщі КрукеC ницької западини Зовнішньої зони ПередC карпатського прогину є сумнівний. НереC альна й латеральна міграція з боку Внутрішньої зони Передкарпатського проC гину, оскільки потужна, глибоко занурена осадова товща Самбірського синклінорія не вміщує газоматеринських порід. Не виявлеC но їх і в піднадвигових товщах баденськоC сарматських відкладів Передкарпаття. Поверхня регіонального Стебницького надвигу є південноCзахідною границею Зовнішньої зони Передкарпатського прогиC ну, яка вниз по розрізу переходить в глибинC ний Передкарпатський розлом. Деякі дослідники вважають регіональний СтебC ницький надвиг виключно тектонічним екраC ном для його газових покладів. Але це запеC речується газопроявами та наявністю газоC вого покладу в насунутих стебницьких відкладах Пинянського родовища, а також газопроявами в параметричній свердловині 1CГородищенська і нафтогазопроявами в цих же відкладах на площі Тростянець у св.14 [9]. До речі, якщо Стебницький надвиг зараз і є тектонічним екраном для всіх відомих покC ладів газу вздовж його фронту, то це ще не означає, що він був таким у час свого зародC ження та динамічного розвитку в умовах аноC мально високих перепадів пластових тисків. Як і коли утворились Хідновицьке, СадC ковицьке, Пинянське та Залужанське газові родовища? Фактичний матеріал і аналіз проведених експериментів [1, 3, 4, 7] дає можливість синтезувати теоретичну схему формування та локалізації газових покладів у надрах цих родовищ і, таким чином, виділити деякі загальні закономірності. ПоCперше, скупчення газу тут могли утC воритися тільки після або під час остаточноC го етапу формування газових пасток. КонсеC диментаційна міоценова ХідновицькоCПиC нянська лінія складок існувала ще перед насуванням Внутрішньої зони ПередкарC патського прогину на його Зовнішню зону в післясарматський час, тобто на заверC шальній стадії орогенезу. Цим й обумовC люється деяке зміщення на північний схід склепінь антикліналей по верхніх горизонтах відносно нижніх, а також перем'ятість і дисC локованість порід баденію та сармату в місцях їх контакту із площиною СтебницькоC го надвигу. Зменшення потужності нижньоC сарматських відкладів у склепіннях цих складок теж свідчить про існування ХідноC вицької, Садковицької та Пинянської струкC тур ще до утворення Стебницького надвигу, а також про те, що їх осадова товща накопиC чувалась протягом баденського та сарC матського часу в умовах нерівномірного прогинання донеогенового фундаменту. Звідси випливає, що поклади газу тут не могли утворитись раніше кінця міоценC пліоценового часу. Основним визначальним фактором складного процесу формування родовищ нафти і газу, як на погляд більшості дослідників, є заключна фаза тектогенезу, що обумовлює не тільки структурну будову регіону, але й створює шляхи міграції газу в природні резервуари, а також умови для акумуляції промислових газових скупчень. В післянижньосарматську фазу діастрофізму по активному тоді Передкарпатському глиC бинному розлому, раніше утвореному побC лизу південноCзахідного краю Зовнішнього Передкарпаття, відбувалось регіональне наC сування відкладів Внутрішньої зони ПередC карпатського прогину на осадові породи йоC го Зовнішньої зони. Складна покривна структура (автохтонCалохтон) формувалась упродовж олігоценCпізньоміоценового часу шляхом утворення великих структурноC фаціальних зон з ускладненими локальними конседиментаційними складками до розC витку покривів. Скиди глибинного ПередC карпатського розлому перетворились у Стебницький надвиг з одночасним інтенсивC ним дробленням прилеглих до нього гірсьC ких порід. Утворення зіяючих тріщин і розривів сприяло різкому перепаду пластових тисків, що стимулювало не тільки висхідну міграцію газу з глибинних надр, але й широкомасшC табний витік води з осадової товщі шляхами найменшого опору, якими були згадані виC ще розриви та тріщини у зоні Стебницького надвигу, а також розломи, що йдуть у всі боC ки від нього. Енергія природного розширення газу поC силювала гідравлічний потік, під дією якого формувались та розширювались канали проC никності в зоні Стебницького надвигу [3]. Цей гідрогазопотік висхідного руху в ослабленій зоні надвигу змінював свою консистенцію шляхом розмиву глинистих порід. У резульC 72 ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2 таті їх переносу в завислому стані він перетC ворювався у грязьовий і подібно грязьовому вулкану виходив на земну поверхню та в атC мосферу. Під дією рушійної сили такого виC верження розширялась та поглиблювалась гирлова зона Стебницького надвигу за рахуC нок захоплення все нових і нових товщ порід та поглинання пластових вод різних стратигC рафічних горизонтів. Нарешті створилась таC ка ситуація, коли тиск усієї колосальної маси дуже в'язкого і тому надзвичайно важкого глинистого розчину в проникному каналі Стебницького надвигу заглушив катастC рофічний витік газу з водою за аналогією з відкритим газоводяним фонтаном так, як це з часом буває при аваріях в необсажених свердловинах. Флюїди, які знаходились в проникній зоні дроблення Стебницького надC вигу, під тиском цієї своєрідної глинистої пробки змушені були повертати у бік прилегC лих до надвигу проникних порід – спочатку в один із верхніх горизонтів, який на цей моC мент мав найменший гідравлічний і капілярC ний опори, а потім і в інші нижчі горизонти. Для підтвердження можливості існуванC ня подібної ситуації в реальності наведемо, як приклад, випадок аварійного фонтануC вання газом у св. 105 Угерського газового родовища Зовнішньої зони ПередкарпатсьC кого прогину. "Грязьова пробка", яка утвоC рилася в газогрязьовому вируючому кратері на гирлі зруйнованої аварією св. 105, постуC пово загальмувала аварійне фонтанування газом. В результаті фонтанний потік газу поC вернув у бік найбільш верхнього піщаного водоносного пласта та мігрував по ньому на відстань 30 км від аварійної свердловини, з'являючись в колодязях і підвалах багатьох прикарпатських сіл. Отже, формування Хідновицького, СадC ковицького та Пинянського багатопластових газових родовищ почалося зверху вниз, хоC ча міграційний потік газу та води був спряC мований знизу вверх. Це підтверджується й експериментальним відтворенням формуC вання багатопластового газового родовища внаслідок висхідної міграції газу в системі з куполоподібних склепінних пасток, зв'язаC них між собою диз'юнктивним каналом проC никності [4, 7]. В цих експериментах перші порції газу утворювали газові скупчення спочатку лише у самій верхній пастці та саC ме в тій її частині, яка першою зустріла міграційний флюїдний потік. Утворений "виC сячий" поклад не спливав уверх склепіння пастки і не переміщувався на протилежне її крило навіть під час постійного потоку води. Ріст і переміщення газового покладу в пастці здійснювались тільки за рахунок приєднання до нього все нових і нових порцій газу на такий відрізок шляху, який відповідав прирощеному його об'єму. ГВК, який мав найбільший нахил на самій ранній стадії росту (формування) покладу, у міру надходження все нових і нових порцій газу в пастку, трансформувався в менш нахилеC ний. Припинення подачі газу як при збереC женні гідравлічного потоку, так і без нього на будьCякій стадії цих експериментів не змінюC вало ні форму ГВК, ні "висячого" положення експериментальних покладів. Це наочно підтверджує також відсутність спливання гаC зу в реальному водонасиченому пористому середовищі (рис. 2). Таким чином, якщо процес міграції газу припинявся до того, як ця пастка заповнювалась до свого структурC ного порогу, то ГВК покладу, що утворювавC ся, завжди залишався нахиленим та викривC леним, поки геологічні процеси майбутньоC го не вносили свої корективи. Тільки після заповнення газом верхньої пастки до її структурного порогу розпочиналось формуC вання газового покладу в пастці, яка знахоC дилась нижче верхньої. А загалом, акумуC ляція газу в пастках припинялась або в реC зультаті їх заповнення до структурного порогу, або через припинення постачання газом, або коли гідравлічний тиск дорівнюC вав чи був меншим енергії втиснення газу у пастку. Отже, особливості будови ХідноC вицького, Садковицького та Пинянського газових родовищ, результати експерименC тальних досліджень, теорія руху рідин та газів у водонасиченому пористому середоC вищі та практика будови штучних підземних сховищ газу в горизонтальних або нахилеC них водоносних пластах пісковику свідчать, що головною причиною утворення тут НФК є сам процес росту газових покладів при форC муванні згаданих вище родовищ. Так, у Хідновицькому родовищі шість із семи покC ладів газу мають нахилені та викривлені ГВК в межах 6–18 м на 1 км. В цих шести поклаC дах максимально підвищений гіпсометричC ний рівень ГВК зафіксовано на південноC східній перикліналі, яка характеризується 73ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2 покращеними колекторами. Акумуляція газу з водою в поровий простір колекторів ХідноC вицької пастки відбувалася в результаті їх висхідної міграції по деяких диз'юнктивних каналах у зоні дроблення Стебницького надC вигу. Пастка в горизонті ВДC14 заповнилась газом до свого структурного порогу, і ГВК, у відповідності до результатів експерименC тальних досліджень [4], трансформувався у горизонтальний на глибині мінус 620 м. Після повного заповнення газом пастки в горизонті ВДC14 почався ріст покладу газу в залягаючій нижче пастці НДC1. Це продовC жувалось до тих пір, поки гідравлічний та капілярний опори, які протидіяли витісненC ню води з горизонту НДC1, не перевищили тиск міграційного потоку газу та води або не стали йому рівними. І цей гідравлічний поріг для покладу НДC1 визначив його площадне поширення в одноіменному горизонті, а таC кож і відповідно зменшений контур газоносC ності порівняно з горизонтом ВДC14. ГВК у горизонті НДC1 уже не встиг трансC формуватись у горизонтальний і зберіг таку форму, яка подібна до пологої антикліналі з широким плоским склепінням, що розміщеC не на перикліналі пастки по горизонту НДC1. Після цього газ з водою почав надходити в пастку горизонту НДC2, нагнітаючись до тих пір, поки енергія міграційного потоку не зрівнялась, або не стала менше сумарного ефекту дії сил гідравлічного опору. Більш викривлений ГВК у покладі НДC2, порівняно з попереднім покладом НДC1, свідчить, найімовірніше, про більш ранню стадію приC пинення його росту. Безперечно, що неодC норідність колекторських властивостей як цього пласта, так й інших пластів родовища відіграла свою роль в їх нерівномірному гаC зонасиченні. Більший об'єм газу надходив в південноCсхідну частину структури, майже повсюдно більш ємнісну через її кращі коC лекторські властивості. Вона й характериC зується більшою продуктивністю та високоC дебітністю свердловин. З моменту припинення росту покладу НДC2 почалось утворення нижчого покладу газу в горизонті НДC3. Це продовжувалось до того моменту, поки не наступила рівновага між тиском мігруючих уверх глибинних флюїдів у горизонт НДC3 і його гідравлічним опором. Зменшений контур газоносності (порівняно 74 ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2 Рис. 2. Виникнення викривленого ГВК в підземному штучному газосховищі в процесі заповнення його газом [1] 1 – газ; 2 – вода; 3 – газоводяна перехідна зона; 4 – газонагнітальні свердловини; 5 – глини; 6 – ГВК; 7 – прогнозована межа газоводяної зони; 8 – інтервал перфорації; 9 – земна поверхня із залягаючими вище по розрізу покладами НДC1–НДC3) вказує, що дещо ослабленому міграційному флюїдному потоку в цьому гоC ризонті ставало все важче і важче витісняти із нього воду та переборювати капілярний тиск. Тільки завдяки великій потужності цього добC ре проникного пласта, складеного крупноC зернистими пісковиками та гравелітами, ця пастка вмістила найбільший об'єм акумульоC ваного газу. Припинений процес росту поклаC ду НДC3 припинив і вирівнювання його ГВК. У вигляді нерівномірної антикліналеподібної поC верхні він і зберігся до початку розробки цьоC го покладу. Заповнення газом пасток НДC4, C5 відбуC валося аналогічно попереднім. У них ГВК таC кож не зміг трансформуватись у горизонC тальний, що буває в покладах лише на кінцеC вих стадіях їх формування [5]. В нижчому горизонті НДC6, який повсюдно виклинюєтьC ся біля Стебницького надвигу, газу немає. Причиною цього є відсутність гідравлічного зв'язку із Стебницьким надвигом. Поклад НДC7, на відміну від попередніх, є повністю водотривким. Він завершує газоC носний розріз Хідновицького родовища. ЙоC го ледь нахилений ГВК, у відповідності до експериментальних досліджень, свідчить, найімовірніше, про припинення акумуляції газу на одній із ранніх стадій росту покладу НДC7. Причиною цього може бути падіння тиску газу в міграційному потоці, закриття (змикання) шляхів еміграції води з даної пастки, наявність розривів і тріщин у зоні дроблення Стебницького надвигу та зникC нення висхідного гідрогазопотоку внаслідок вичерпання об'єму газу. Такими же причинаC ми аргументується й відсутність скупчень гаC зу в горизонтах, залягаючих нижче по розрізу Хідновицького родовища, хоча ці горизонти мають кондиційні колекторські властивості. Останнє було доведено дослідженнями керC на з багатьох глибоких свердловин не тільки в Хідновицькому родовищі, але й на БораC тицькій, Дроздовицькій, Михайлівській, КаC линівській та інших структурах. Таким чином, хоча гідрогазопотік і рухавC ся знизу вверх в зоні дроблення СтебницькоC го надвигу, утворення газових покладів відбувалося зверху вниз, починаючи з колекC торів верхніх горизонтів Хідновицького роC довища. Цьому сприяло наступне. ПоCперC ше, саме верхні горизонти знаходились побC лизу "грязьової пробки" в каналі СтебницьC кого надвигу. Вони зазнавали більш інтенC сивного роздроблення. Тому під цією пробC кою саме до них повернув міграційний флюїдний потік, який в цей момент мав ще колосальну енергію. ПоCдруге, горизонти, які залягали на менших глибинах, мали менші пластові тиски і для міграційного газоC водяного потоку були шляхами найменшого гідравлічного опору. ПоCтретє, ці верхні гоC ризонти (через контакт із Стебницькою диз'юктивною дислокацією) мали кращий зв'язок із земною поверхнею по тріщинах, які відгалужувались від Стебницького надвигу та характеризувались шляхами найменшого гідравлічного опору щодо еміграції пластоC вих вод з цих горизонтів. Формування газоC вих покладів Садковицького та Пинянського родовищ аналогічне утворенню покладів гаC зу в Хідновицькому родовищі. Висновки 1. Вирішальним фактором в утворенні НФК у покладах Хідновицького, Садковицького та Пинянського родовищ був сам процес росту газових покладів під час їх формування. АнC тикліналеC, синкліналеC, хвилеподібні та плосконахилені або іншої форми ГВК свідчать про різні етапи припинення акумуC ляції газу в різних пастках, іншими словами, про різні стадії росту їх покладів. Літологічна неоднорідність колекторів також дещо вплиC вала на локальні викривлення ГВК. 2. Особливості будови і газонакопиченC ня в Хідновицькому, Садковицькому та ПиC нянському родовищах указують на зв'язок НФК із формуванням покладів внаслідок висхідної вертикальної міграції газу із зони дроблення Стебницького надвигу в колектоC ри осадової товщі сармату. 3. Неоднаковий розподіл запасів газу в покладах цих родовищ визначається не тільC ки структурноCлітологічними їх особливосC тями, але й локалізацією та конфігурацією розривів і тріщин Стебницького надвигу, до якого вони прилягають, а також енергією та масою міграційного газоводяного потоку. 4. Наявність зіяючих розломів і тріщин в Стебницькому надвигу протягом останньої фази альпійського орогенезу супроводжуC валась не тільки міграцією газу, але і широC комасштабним витіком води з сарматських і 75ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2 баденських відкладів. Однією з головних причин появи гідравлічних потоків у процесі міграції та акумуляції газу була енергія приC родного розширення газу, під дією якої газ із водою рухався в умовах перепаду тисків, частково породженого й утворенням розC ломів та тріщин. 5. Негоризонтальні ГВК в досліджуваC них покладах свідчать про відсутність сплиC вання газу в колекторах сармату. Це ознаC чає, що перспективними на газ можуть бути всі нерозвідані ділянки між відомими тут роC довищами, які контактують з площиною Стебницького надвигу, особливо під анC тиклінальними вигинами поверхні його конC такту з відкладами Зовнішньої зони, незваC жаючи на приуроченість цих ділянок до даC леких периклінальних схилів антикліналей і навіть до прогинів між ними. 6. Існування НФК при відсутності арC тезіанської циркуляції та капілярних ефектів не узгоджується із принципами гравітаційної диференціації газу і води. Це дає підставу для обґрунтування перспективної нетраC диційної концепції пошуків та розвідки нових геологічних нафтогазових об'єктів. 1. Грачева О. Н., Григорьева А. В. Особенности формирования искусственных залежей в слоC истоCнеоднородном водоносном пласте // Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений / ВНИИЭC газпром. – М., 1984. – С. 5–8. – (ЭкспрессCинC форм.; Вып. 12). 2. Еременко Н. А. Развитие принципов теории формирования залежей углеводородов // ГеоC логия нефти и газа. – 1984. – № 12. – С. 18–24. 3. Иванчук П. П. Некоторые особенности вертиC кальной миграции углеводородов при проявC лении гидровулканизма // Генезис нефти и гаC за. – М.: Недра, 1967. – С. 484–489. 4. Краюшкин В. А. Образование многопластовых месторождений за счет восходящей вертиC кальной миграции нефти и газа по разломам // Проблема неорганического происхождения нефти. – Киев: Наук. думка, 1971. – С. 135–150. 5. Краюшкин В. А. Природа сверхгигантских скопC лений нефти и газа // Геология и полез. ископаеC мые Мирового океана. – 2008. – № 1. – С. 19–54. 6. Леворсен А. Геология нефти и газа. – М.: Мир, 1970. – 640 с. 7. Порфирьев В. Б., Краюшкин В. А. Природа наклонных и искривленных флюидных контакC тов в нефтяных и газовых залежах // ЗаконоC мерности образования и размещения проC мышленных месторождений нефти и газа. – Киев: Наук. думка, 1975. – С. 135–143. 8. Сеньковський Ю. М., Шаповалов М. В. До геоC логічної палеоокеанографії формування сарC матських відкладів Передкарпатського прогиC ну // Нафта і газ України. – ІваноCФранківськ, 2000. – С. 100. 9. Трушкевич Р. Т. Пошуки родовищ вуглеводнів у Самбірській зоні Передкарпатського прогиC ну – новий напрямок робіт на заході України // Там же. – С. 91–92. ІнCт геол. наук НАН України, Стаття надійшла Київ 05.02.09 ECmail: geoj@bigmir.net 76 ISSN 0367–4290. Геол. журн. 2009. № 2

Деякі особливості акумуляції газу в Українському Передкарпатті

Репозитарії

Схожі ресурси