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 – Шебелинское.  Римскими цифрами обозначены: I – Припятскся нефтеносная область, II – Днепровско-Донецкая газонефтеносная область

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 – Шебелинское. Римскими цифрами обозначены: I – Припятскся нефтеносная область, II – Днепровско-Донецкая газонефтеносная область

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, 3 – разломы, 4 – газовая залежь

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, 3 – разломы, 4 – газовая залежь

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

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

Газовое месторождение Зор

Зор является крупнейшим газовым месторождением, открытым за последнее время, на его долю приходится больше трети запасов газа Египта.

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