Відомості про термобаричні умови і розповсюдження нафтових і газових родовищ Дніпровсько-Донецької западини

 

В ДДз аномально високих температурних умов по замірах температур в свердловинах, які бурились на родовищах вуглеводнів розташованих на різних дільницях її території не відмічено (таблиця 4.2). Навпаки фіксуються умови з підвищеним геотермічними ступенями, що відповідає заниженим геотермічним градієнтам. Як можна бачити з таблиці 13, геотермічні степені коливаються тут від нормальних 27,4-33,9 м на 1оС до підвищених 44,9-51,4 м на 1оС.

В напрямку з північного заходу на південний схід в ДДз відмічається закономірна зміна вуглеводневого фазового складу в родовищах від чисто нафтових (родовища нафти Чернігівської області) до газоконденсатних (родовища півдня Харківської і Полтавської областей) і, на кінець, до чисто газових (південь Полтавської області, крайня північ Донецької області).

В аналогічному ж напрямку відмічається деяка зміна пластових тисків в покладах вуглеводнів ДДз. На нашу думку зміна пластових тисків з північного заходу на південний схід можливо пов’язана з тим, що на півночі ДДз поклади вуглеводнів належать до пологих куполовидних антикліналей, які характеризуються низькими значеннями коефіцієнтів інтенсивності структур. Тут не було інтенсивного тектонічного стискування природних резервуарів.

Що стосується півдня Харківської області і Полтавської області, то тут в ДДз дія тектонічного фактору пов’язана, мабуть з формуванням соляних куполів в девонських відкладах. В процесі росту соляних куполів мало місце стискування і деформування природних резервуарів, завдяки чому, в них виникли аномально високі (зверхгідростатичні) пластові тиски. Кількісні характеристики деяких структур ДДз і відомості про пластові тиски приводяться в таблиці 14 Газові поклади в південно-східній частині ДДз формувались ймовірно, внаслідок міграції газу з глибинних шарів Донецького кам’яновугільного басейну, мабуть, в процесі інтенсивного метаморфізму пластів вугілля.

 


Таблиця 4.2 Термобаричні умови Дніпровсько-Донецької западини

Площа (родовище) Глибина, м Температура, 0С Геотермічний ступінь Коефіцієнт аномальності поч. пластового тиску
Монастирищенська Прилуцька Мільківська Леляківська Богданівська Гнідинцівська Великобубнівська Чижівська Глинсько–Розбишівська Ново-Троїцька Чернухінська Рибальська Малосорочинська Потічанська Ліманська Зачепилівська Машевська Опошнянська Солохівська Новогригорівська Перещепинська Східно-Новоселівська Миколаївська Західно-Соснівська Шебелинська Миролюбівська Голубівська Левинцівська Західно-Хрестищинська Мелехівська Вернеланівська Західно-Медведівська Кременівська Волохівська Краснопопівська Борівська Вергунська Ольховська     37,6 29,1 36,9 46,1 31,9 46,6 35,6 38,6 40,2 42,9 38,8 40,7 31,7 33,6 36,8 48,0 40,5 39,6 38,9 32,1 39,3 42,6 32,7 52,4 43,3 37,1 42,6 33,9   49,9 45,5 51,4 47,5 39,4 40,7 27,4 35,0 43,0 33,9 1,10 1,16 1,03 1,02 1,09 1,02 1,02 1,07 1,13 1,04 1,00 1,17 1,06 1,03 1,00 1,10 1,11 1,22 - 1,00 1,02 1,01 1,02 - 1,15 1,04 - 1,02   1,18 1,19 1,18 1,26 1,10 1,02 - 1,02 1,05 1,05

Середнє значення геотермічного ступеня в границях досліджуваних глибин 39,5 м на 1оС.

 

 

Таблиця 4.3 Кількісні характеристики структур, заміряні пластові тиски (Рн) і їх коефіцієнт аномальності (Ка) в нафтогазоводоносних структурах (на ГВК, ВНК і в воді) Дніпровсько-Донецької западини