Рассмотрены вопросы прироста запасов газа на Рубановском газовом месторождении, где получены промышленные притоки дебита газа с горизонтов верхнедашавской подсвиты (неогена), которые раньше считались неперспективными: ВД-6,7,8,9,10,11,12,14. Научно обосновано перспективное направление работ по доразведке верхнедашавских отложений, ранее пропущенных в процессе разведки и экплуатации газовых месторождений. На основании полученных результатов бурения на Рубановской площади и многочисленных примеров получения промышленных дебитов газа в местах, где его открытие не предусматривалось, возникает необходимость пересмотра всех геолого-геофизических материалов и проведения теперь уже розведовательного бурения еще четырех скважин для оценки газонасыщенности северо-восточного крыла Рубановской структуры.

Представлен сравнительный анализ геологического и геофизического материала, данные исследований керна и шламового материала из скважин Днестровской и соседних с ней площадей. Доказаны условия существования песчано-глинистых коллекторов и ловушек для углеводородов в разрезе Днестровской площади. Определены последующие работы на Днестровской площади, а именно: постановка газоводогеохимических исследований для выявления наиболее газоперспективных участков с целью проведения поисково-разведочного бурения на газ.

Висвітлено основні закономірності просторового розподілу псамітовості у піщано-глинистій товщі неогену Зовнішньої зони Передкарпатського прогину. Побудовано карти розподілу середніх значень псамітової фракції неогенових відкладів даної території, а також літолого-фаціальні профілі за окремими продуктивними горизонтами піщано-глинистої товщі. Розроблено теоретичну модель процесу формування газових покладів у тонкошаруватих пачках піщано-глинистої товщі неогену, пояснено причини поодиноких випадків відсутності в тонкошаруватих пачках за порівняно більшого середнього значення псамітової фракції умов для газонакопичення, а за меншого значення - їх наявності. Запропоновано новий спосіб прогнозування газоносних об'єктів за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі, що виноситься промивною рідиною під час буріння. Виявлено геолого-геофізичні та технічні причини пропуску продуктивних об'єктів у процесі буріння свердловин, складено класифікаційну схему заходів для їх запобігання під час проведення пошуків і розвідки на нових площах і дорозвідки на промислових. За даними псамітовості піщано-глинистої товщі неогену досліджуваної території складено карту, визначено газоносність нових районів і площ, виділено 175 перспективних газоносних об'єктів.

На даний час ріст попиту на природний газ змушує дослідників шукати особливі підходи для виявлення покладів вуглеводнів у піщано-глинистій товщі неогену Закарпатського прогину, в цьому разі важливо враховувати не тільки критерії піщанистості, а й пісковитості порід. У багатьох нафтогазоносних регіонах світу в глинистих породах, які можуть бути покришками, відкрито промислові поклади вуглеводнів. Як приклад, поклади нафти і газоконденсату в баженівській світі юрських відкладів Середнього Приоб'я Росії, у піщано-глинистих товщах олігоцену нафтогазоносного басейну Середньої і Верхньої Магдалени Колумбії, в майкопських глинах Скіфської плити, а також у тонкошаруватій піщано-глинистій товщі неогену Зовнішньої зони Закарпатського прогину. Головним критерієм перспектив газоносності тонкошаруватих піщано-глинистих пачок є наявність в них диференціації псамітової фракції, яка була названа пісковитістю та визначена шляхом встановлення зміни дисперсної розсіяності псамітів за розрізами свердловин, на відміну від піщанистості, коли вивчено тільки монолітні піщані шари. Світовий і вітчизняний досвід проводки горизонтальних свердловин свідчить про те, що їх застосування дозволяє помітно поліпшити технологічні показники розробки низькопроникних порід-колекторів у тонкошаруватих піщано-глинистих пачках. Запропоновано як приклад провести експериментальне буріння свердловини Х-Арданівська і Х-Буштинська з їх викривленням, починаючи з глибини 900 м і 400 м з подальшим бурінням в горизонтальному напрямку, на відстань 250 - 300 м від вертикального стовбура з подальшим застосуванням гідророзриву пласта кожні 25 м. Результати експлуатації горизонтальних свердловин дають підстави вважати, що технологія розробки нафтогазових площ України може дати значний економічний ефект. Це можливо тільки внаслідок накопичення достатнього досвіду і проведення спеціальних науково-дослідних робіт.

Для більш точної характеристики неоднорідності продуктивних горизонтів запропоновано, крім відомих коефіцієнтів розчленування, літологічної зв'язаності пісковиків і піщанистості, використовувати коефіцієнт тектонічного ускладнення, який дозволяє враховувати наявність та розподіл ділянок підвищеної тріщинуватості гірських порід на структурі та, відповідно, ділянок підвищеної нафтогазонасиченості. Практичне використання вказаного коефіцієнта матиме велике значення для підрахунку запасів нафти та газу, вибору системи розміщення на структурі розвідувальних та експлуатаційних свердловин, зокрема, під час визначення відстаней між ними. Наведено приклад розрахунку коефіцієнта тектонічного ускладнення для Бухтівецького газоконденсатного родовища. Неправильне трактування геологічної будови цього родовища призвело до одержання негативних результатів під час буріння низки розвідувальних і експлуатаційних свердловин. У процесі визначення коефіцієнта тектонічного ускладнення встановлено: у вигодсько-пасічнянських відкладах Бухтівецького родовища ділянки продуктивного горизонту з підвищеною тріщинуватістю є нерівномірно розміщеними та вони займають всього приблизно 20 % площі структури, тому тут за умов розвідувального й експлуатаційного буріння рекомендовано скорочувати відстані між свердловинами до 0,7 - 0,5 км і менше.

Наведено можливі джерела видобування вуглеводневої сировини в межах Волино-Подільської плити і Зовнішньої зони Передкарпатського прогину, які віднесено до єдиної бітумонафтогазоносної області. Розглянуто перспективи нафтогазоносності, як традиційних, так і нетрадиційних колекторів. В межах Волино-Подільської плити існує можливість наявності традиційних колекторів в нижньо-палеозойських відкладах, що пов'язані з рифогенними утвореннями за аналогією з Західно-Канадською НГО. Можливими нетрадиційними колекторами в межах Волино-Подільської плити авторами вважаються вугленосні товщі Львівсько-Волинського кам'яновугільного басейну, причому переваги видобування газу надаються не вугільним пластам, а вміщуючим їх породам. Акцентовано увагу на те, що вугілля є також цінною корисною копалиною. У Зовнішній зоні Передкарпатського прогину перспективи видобування газу (за умови буріння горизонтальних свердловин) надаються в першу чергу піщано-глинистим відкладам неогену, які значно збагачені органічною речовиною. Всі вище згадані питання розглядаються з позиції збереження нормальної екологічної ситуації.

Запропоновано методику дослідження характеру газо- та водонасичення порід-колекторів у свердловинах, де за даними промислово-геофізичних досліджень, геологічниих спостережень під час буріння і геолого-технологічних досліджень виділено інтервали глибин із невизначеним характером флюїдонасичення. Розроблено методичні прийоми визначення абсолютної газопроникності, відкритої пористості, ефективної пористості, фазової газопроникності, коефіцієнта газонасичення, а також граничного значення водонасичення, за якого фазова газопроникність відсутня на зразках шламу, відібраних із таких інтервалів. Описано методику проведення досліджень на прикладі свердловини, пробуреної у зовнішній зоні Передкарпатського прогину. Наведено результати досліджень з визначення фільтраційноємнісних властивостей порід-колекторів на пробах шламу, відібраних з інтервалів глибин залягання тонкошаруватих піщано-глинистих товщ неогену. Описана методика відкриває широкі перспективи в обгрунтуванні флюїдонасичення порід-колекторів у випадках, коли методи геофізичних досліджень свердловин не дозволяють однозначно оцінити характер їх насичення.

Закарпатський неогеновий прогин оточений Паннонським басейном, Зовнішніми Карпатами, Східно-Словацькою і Трансільванською западинами. Геологічні дослідження в межах Закарпатського прогину розпочалися в XIX ст. Активна фаза досліджень припадає на закінчення Другої світової війни і продовжується до цих пір. В межах прогину проведено площадні геофізичні дослідження, зокрема гравіметричні, магніторозвідувальні та сейсмічні. Виконано значний обсяг картувального, структурного, параметричного та пошуково-розвідувального буріння. У результаті пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ було відкрито декілька родовищ: Русько-Комарівське, Станівське, Королівське, Солотвинське. Однією з особливостей газоносності є хімічний склад природних газів, який характеризується значною часткою азоту і вуглекислого газу. Більшість дослідників схиляються до думки, що природні гази Закарпатського прогину абіогенного походження. Подальше з'ясування умов формування та поширення природних газів дозволить виокремити подальші напрями постановки геологорозвідувальних робіт на газ з високою калорійністю.

Індекс рубрикатора НБУВ: Д453.3 + И310.47

Рубрики:

Вугілля

Підземна газифікація

Шифр НБУВ: Ж60337 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Індекс рубрикатора НБУВ: Д453.1-5 + Д59(45УКР3,3)45

Рубрики:

Нафта

Регіональна геологія

Шифр НБУВ: РА444751 Пошук видання у каталогах НБУВ 

У рамках вивчення кругообігу речовини в природі розроблено гідро-біогенно-мантійну концепцію утворення вуглеводнів і на її основі створено пошукову структурно-термо-атмо-гідролого-геохімічну технологію. Викладено теоретичні та прикладні засади системної гсолого-термо-атмогеохімічної технології з використанням комплексу тектонічних, морфоструктурних, літолого-стратиграфічних, формаційно-седиментаційних, геофізичних, гідрологічних, термометричних, атмогеохімічних методів. Цю технологію досліджень успішно впроваджено під час прогнозно-пошукових робіт як на суші, так і в акваторії Чорного і Азовського морів на об'єктах Східного, Західного, Південного нафтогазоносних регіонів України, імпактних структур, вугільних родовищ з використанням спеціально створених апаратурних комплексів. Обґрунтовані джерела відновлення вуглеводневих родовищ, що перебувають в експлуатації. Проведений аналіз розташування нафтогазових родовищ і гідрогеологічних басейнів світового видобутку вуглеводнів дав змогу обґрунтувати та впровадити в нову пошукову технологію вуглеводневих скупчень найважливіші пошукові критерії гідролого-структурні та геохімічні елементи, що відображають природу закладення каньйонів дельт річкових систем, а також розташованих в їх басейнах генераторів гідробіогенних метаноутворюючих процесів.