Оценка результатов и меры улучшения поисков и разведки газовых и нефтяных месторождений на территории Украины
И.О. БРОД, С.П. ВИТРИК, В.А. ГОРДИЕВИЧ, И.Ф. КЛИТОЧЕНКО, С.П. КОСОРОТОВ, А.М. ПАЛИЙ, В.С. ПОПОВ
За последние годы, в результате успешных геологоразведочных работ, на Украине создана база для развития газонефтедобывающей промышленности. Это позволило увеличить добычу газа с 9 млрд. м3 в 1958 г. до 20 млрд. м3 в 1961 г., что составляет одну треть общей добычи газа СССР. В 1965 г. должно быть добыто около 35 млрд. м3 природного газа.
Добыча нефти в 1961 г. составляла 2,8 млн. т против 1,22 млн. т в 1958 г., а в 1965 г. должна быть доведена до 6 млн. т.
На начало 1962 г. разведанные запасы газа на Украине составляли 535 млрд. м3. Однако невыполнение плана прироста запасов газа за последние два года (1960-1961 гг.) вселило тревогу за дальнейшую возможность развития газовой промышленности.
На невыполнении плана прироста запасов главным образом сказалось отсутствие ожидавшихся открытий крупных месторождений газа. Вместо предусмотренного планом 1960- 1961 гг. прироста запасов газа в объеме 152 млрд. м3 подготовлено всего 86 млрд. м3, из которых 51 млрд. м3 был получен за счет доразведки Шебелинского месторождения.
Подготовленные за последние три года семилетки запасы нефти обеспечивают развитие добычи по семилетнему плану. Требуется дальнейшее систематическое наращивание запасов нефти для усиленного повышения добычи в последующие годы.
В 1961-1962 гг. проводился ряд обследований комиссиями МГ и ОН СССР и Совета Министров УССР. Особенно тщательную работу на местах провели в мае - июне 1962 г. комиссия МГ и ОН СССР и бригады, в состав которых входили видные геологи-нефтяники всесоюзных и республиканских институтов, управлений, совнархозов и специалисты Главгеологии УССР.
На экспертно-геологическом Совете были приняты предложения комиссии, уточняющие и дополняющие принятое Главгеологией УССР направление работ.
Вместе с тем комиссия констатировала, что на Украине слабо проводятся региональные работы, сейсмическими исследованиями плохо освещается строение нижних структурных этажей на глубинах свыше 3 км, в связи с чем неудовлетворительно подготавливаются площади к глубокому бурению. Не применяется методика оценки запасов газа по падению давления и т. д. Отмечено отставание объемов поисковых геолого-геофизических работ от роста глубокого бурения, а также намечен ряд мероприятий технического и геологического порядка, способствующих более эффективному ведению разведочных работ.
Комиссией подтверждены богатые перспективы нефтегазоносности территории Украинской ССР, достаточно обоснованные расчетами прогнозных запасов, что позволяет планировать крупные геологоразведочные работы и последующее развитие нефтяной и газовой промышленности на Украине.
Авторы настоящей статьи свои выводы в значительной мере основывают на предложениях комиссии и бригад, в работе которых они принимали ведущее участие.
На территории Украинской ССР геологоразведочные работы ведутся во всех основных нефтегазоносных регионах: Карпатском (Предкарпатский и Закарпатский прогибы, юго-западная окраина Русской платформы, складчатые Карпаты), Днепровско-Донецкой и Причерноморской впадинах.
Старейшим по добыче нефти (с прошлого столетия) и газа (с двадцатых годов) является Предкарпатский прогиб. Известные месторождения нефти и газа связаны с Внешней и Внутренней зонами прогиба.
Центральная часть прогиба заполнена нижнемиоценовыми отложениями стебникской и воротыщенской серий, составляющими верхнюю часть осадочной толщи, мощность которой в наиболее опущенной части прогиба достигает, по-видимому, 7-8 км. Стебникские отложения надвинуты на тортонские и сарматские отложения Внешней зоны.
С платформенным чехлом Внешней зоны, сложенным юрскими, меловыми и миоценовыми отложениями, связаны все известные газовые месторождения Внешней зоны. В подобных же геологических условиях открыты месторождения нефти и газа не только в Предкарпатье, но и на всем протяжении Предкавказья, а в последнее время и в Степном Крыму.
Газовые залежи по Внешней зоне приурочены к песчаным комплексам, отделенным друг от друга водоупорными породами; они связаны в месторождениях Свидница, Опары, Малая Горожанка, Дашава, Кадобно, Грыновка и Косов с песчаниками сармат-тортонского возраста, разделяемыми глинами той же толщи. Первоначальные запасы этих залежей не превышали 20 млрд. м3, остаточные запасы составляют 10 млрд. м3.
Глинисто-ангидритовый горизонт, залегающий в основании верхнего тортона, отделяет упомянутую верхнюю продуктивную толщу от песчаной толщи, сложенной песчаниками тортона, мела и пористо-трещиноватыми известняками юры. Накопление газа определяется не столько характером и возрастом коллекторских пород, сколько формами изгиба покрывающей гипсо-ангидритовой толщи, в связи с чем крупные по запасам залежи газа в этой толще, массивные по типу, были обнаружены на площадях Рудки, Угерско, Бильче-Волица и Медыничи в погребенных выступах. Первоначальные запасы этих залежей превышали 100 млрд. м3, а остаточный запас составляет несколько более 75.0 млрд. м3. Поисковое бурение, проведенное к юго-востоку от этих площадей, пока не обнаружило залежей газа в подобных же выступах. В настоящее время здесь в разведке находится Красноильская площадь.
Новые газовые- залежи как массивного, так и пластового типа могут быть приурочены к отложениям, покрытым второй, ангидрито-доломитовой толщей, известной в нижней части верхней юры. В связи с этим перспективными являются песчаноглинистые отложения средней юры вместе с верхней частью выступов палеозойского фундамента. Для определения газоносности нижнего комплекса необходимо пробурить в ближайшее время поисковые скважины на площадях Дашава, Болохов и Кадобно.
Во Внешней зоне перспективна площадь Ходнович, введенная в разведку в 1962 г. Выявленное здесь поднятие перспективно при условии содержания в его разрезе мезозойских отложений.
Из сказанного видно, что имеющиеся запасы газа Внешней зоны в количестве 106 млрд. м3, при пропускной способности существующих магистральных газопроводов 7 - 10 млрд. м3 в год, могут быть израсходованы за 5-6 лет. В течение 1963-1964 гг. необходимо разведать все наиболее перспективные площади Внешней зоны, прогнозные запасы которых пока не могут быть оценены выше 40-50 млрд. м3.
Во Внутренней зоне прогиба разрабатываемые месторождения нефти связаны с относительно узкой полосой опрокинутых к северо-востоку глубинных складок, погребенных под краевым (береговым) надвигом Карпат. Полоса глубинных складок построена очень сложно.
С зоной глубинных складок связано Бориславское месторождение нефти, известное с прошлого столетия, где добыто более 25 млн. т нефти. В той же зоне были открыты и ныне разрабатываются нефтегазоносные площади Долина и Битков, не уступающие по запасам Бориславу. Известные залежи нефти месторождений полосы глубинных складок связаны с песчаными и алевритопесчаными пластами менилитовых, попельских, быстрицких, манявских и ямненских отложений палеогена. Разведочными работами в Бориславе, Долине и Виткове открыты новые складки, расположенные либо под ранее выявленными (Борислав), либо несколько выдвинутые к северо-востоку (Долина, Битков).
В месторождениях, связанных с глубинными складками, известны в основном нефтяные залежи. В последние годы обнаружены газовые залежи в эоценовых отложениях Витковской глубинной и Северо-Долинской складок. Запасы газоконденсата Битковской глубинной складки составляют 40 млрд. м3. Перспективны и складки, расположенные перед фронтом надвига, отличающиеся от глубинных складок более симметричным строением. Разведка их должна вестись в первую очередь в юго-восточных районах, где на площадях Дзвиняч и Старуня доказано относительно неглубокое залегание палеогена.
В 1963 г. и последующие годы поисково-разведочные работы необходимо сосредоточить прежде всего на площадях, примыкающих к месторождению Битков (Пнев, Старуня, Делябин и др.), с целью выяснения нефтегазоносное™ менилитовых и эоценовых отложений; продолжить разведочные и поисковые работы на территории Долинского нефтегазоносного района (Северная Долина, Струтынь Спас, Сливки-Луква, Ольховка, Россульная и др.) для выявления продуктивности прежде всего выгодских и менилитовых образований; усилить разведку структур, расположенных в районе Борислава (Улично-Семигинов, Воля Бложевская) для быстрейшего открытия нефтегазоносных горизонтов в ямненских и бориславских песчаниках.
Перспективным районом Внутренней зоны Предкарпатского прогиба является также полоса выклинивания палеогеновых отложений на северо-восточном борту зоны. Здесь необходимо продолжить региональные работы (сейсморазведка в комплексе с бурением глубоких профильных скважин).
Многочисленные нефтепроявления известны и в Скибовой зоне, надвинутой на Предкарпатский прогиб. В ее пределах пока следует ограничиться лишь общегеологической прогнозной оценкой запасов нефти.
Перспективы нефтегазоносное™ в складчатых Карпатах могут связываться в основном с центральной синклинальной зоной, протягивающейся полосой между Скибовой зоной и Ужок-Дуклянскими и Черногорскими складками. Центральную синклинальную зону можно рассматривать в качестве самостоятельного небольшого по размерам нефтегазоносного бассейна, в северо-западной части которого в Польше ведется добыча нефти и газа. Залежи связаны с песчано-глинистой толщей эоценовых и верхнемеловых отложений, сложенных в антиклинальные складки.
В ближайшие годы в этом районе необходимо проводить, главным образом, геофизические исследования и крупномасштабную геологическую съемку в комплексе с картировочным бурением. Первоочередными районами работ следует считать Турковскую и Жабьевскую площади.
В качестве самостоятельного возможно нефтегазоносного бассейна должен рассматриваться Закарпатский внутренний прогиб, в котором выделяются небольшие по размерам Солотвинская и Мукачевская впадины. Закарпатский прогиб отделен от соседнего Паннонского нефтегазоносного бассейна зоной Береговых разломов, известной проявлениями в миоцене и плиоцене интенсивной вулканической деятельности.
В соседних - Трансильванском и Паннонском нефтегазоносных бассейнах регионально газоносными являются отложения сарматского и тортонского ярусов, которые в большинстве поднятий Закарпатского прогиба выведены на поверхность. Перспективы нефтегазоносности в Закарпатье могут связываться в основном с подсолевыми туфогенными отложениями, а возможно, и с выступами мезозойских отложений, слагающих фундамент прогиба, при наличии над ними слабопроницаемых пород.
В 1962-1965 гг. в Закарпатском прогибе надо решить вопросы общей прогнозной оценки. Для разведки намечены в Солотвинской впадине Солотвинское и Данилово-Тереблянское поднятия.
Непосредственно к северо-востоку от внешней зоны Предкарпатского прогиба расположена Львовская платформенная впадина. Докембрийский фундамент этой впадины покрывается палеозойской толщей осадков, мощность которых в наиболее прогнутых частях впадины достигает 5000 м. Во впадине известен ряд антиклинальных зон, вытянутых с юго-востока на северо-запад, связанных, по-видимому, с разломами фундамента. Наиболее перспективны для поисков газа и нефти отложения нижнего силура и верхнего девона. Менее перспективны для обнаружения высокопроизводительных залежей отложения нижнего девона, среднего девона и карбона.
Поисково-разведочные работы 1962-1965 гг. должны быть направлены на уточнение прогнозной оценки впадины. Региональные исследования должны проводиться в комплексе с разведкой на ряде площадей, расположенных в различных геологических условиях. В 1963 г. будет проводиться глубокое бурение на площадях: Нестеров, Великие Мосты, Балучин, Бутынь.
Поднятия Нестеров, Великие Мосты, Балучин и Бутынь расположены в центральной, наиболее погруженной части впадины, где кровля отложений силура может быть вскрыта на глубинах около 2000-3000 м, а фундамент на глубине около 4000-5000 м. Поднятие Бучач находится на юго-восточном замыкании впадины, где перспективная часть разреза отложений силура может быть вскрыта на глубине 1400-1600 м, а фундамент на глубине 2500-2700 м.
Вопрос о перспективности отложений силура следует прежде всего решать на площадях Бучач и Нестеров, а в дальнейшем - на площади Великие Мосты. Нижний и средний девон должны быть опробованы на площадях Великие Мосты, Балучин, Нестеров и Пристань, а верхний девон и карбон - на площади Пристань.
Наиболее перспективен для развития нефтяной и газовой промышленности на Украине - регион Днепровско-Донецкой впадины, которая должна рассматриваться в качестве крупного нефтегазоносного бассейна, подлежащего разностороннему геологическому изучению с целью открытия в ближайшие годы новых крупных высокопроизводительных месторождений нефти и газа.
В 1960 г. УкрНИГРИ были подсчитаны крупные прогнозные запасы нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине.
Днепровско-Донецкая впадина - часть большого палеозойского (Доно-Днепровского или Большедонбасского) прогиба в теле Русской платформы, к которому принадлежат Донецкое складчатое сооружение и Припятский прогиб, тесно связанные с впадиной общностью процессов осадконакопления и тектонического преобразования осадочных толщ. Впадина как самостоятельная геоструктурная единица сформировалась в мезозое, наследовав часть палеозойского прогиба. В ней выделяется пять крупных тектонических элементов северо-западного простирания, общих для всего региона: южная и северная бортовые части впадины, или погруженные склоны Украинского и Воронежского кристаллических массивов; северная и южная прибортовые части грабена; центральная часть грабена, являющаяся областью наибольшего погружения кристаллического фундамента.
Впадина слагается комплексом осадочных пород от девонских до четвертичных отложений включительно. Максимальная мощность их в осевой части впадины в районе Черниговского поднятия составляет 2200 м, а в юго-восточной части предположительно достигает 9000 м и более.
Процессы осадконакопления неоднократно прерывались в результате подъема всей или значительной части территории, что фиксируется стратиграфическими несогласиями между отдельными осадочными комплексами.
Наиболее четко выраженные стратиграфические несогласия определяют границы структурных этажей, и они относятся к уровням наиболее активного проявления соляной тектоники. В настоящее время выделяются четыре структурных этажа: девонский; Турнейский - нижнепермский, верхнепермский - мезозойский; кайнозойский. Каждый структурный этаж в свою очередь имеет внутренние несогласия меньшего значения, определяющие те или иные отличия в структурных планах.
Наиболее древние отложения в Днепровско-Донецкой впадине (к которым приурочены нефтегазопроявления) - породы девонской системы. Все признаки нефти и газа, обнаруженные в этих осадках, связаны в основном с брекчиями кепрока соляных куполов в прибортовых зонах впадины. Промышленные притоки нефти были получены из брекчии только на Ромненском штоке. Нефтегазоносность девонских пород, находящихся в коренном залегании на больших глубинах, остается пока неизвестной.
С каменноугольными отложениями, изученными во впадине значительно полнее девонских, связаны промышленные скопления нефти и газа и многочисленные нефтегазопроявления. Промышленные притоки из отложений турнейского яруса были получены на Зачепиловской структуре и нефтегазопроявления на Радченковской структуре. К нижневизейским отложениям приурочены промышленные запасы газа на Зачепиловском поднятии, а к верхневизейскому подъярусу - залежи нефти на Сагайдакском, Радченковском, Кибинцевском, Качановском и Прилукском поднятиях и газа на Михайловской, Зачепиловской и Чернухинской структурах. Нефтегазопроявления в осадках этого возраста весьма многочисленны и имеют региональное распространение.
В намюрском ярусе промышленные скопления нефти и газа установлены на Зачепиловской, Радченковской и Красно-Поповской площадях; на последней получен фонтан газа дебитом свыше 1 млн. м3/сутки.
В августе текущего года из намюрских отложений на Глинско-Розбышевской структуре получен из скв. 11, с глубины 3026 м, мощный газовый фонтан со свободным дебитом около 4 млн. м3/сутки. Таким образом, намюрский ярус является в пределах центральной части грабена регионально промышленно-газоносным. Глинско-Розбышевская структура представляет валообразную брахиантиклиналь длиной более 45 км и шириной 10 км. Есть основания предполагать, что строение этой крупной структуры и подобных ей валообразных поднятий (Солоховско-Диканьское и др.), выявленное сейсморазведкой по мезозойским отложениям, соответствует тектонике каменноугольного и девонского структурных этажей.
Открытие Глинско-Розбышевского высокопроизводительного месторождения газа подтверждает ранее сделанную высокую оценку перспектив газоносности центральной части грабена.
Нефтегазопроявления также известны на ряде участков южного борта впадины и наблюдаются на некоторых структурах, расположенных в северо-западной части региона и его северной прибортовой зоне (Исачковская, Ичнянская, Ромненская, Качановская и др.).
На Сагайдакской площади к башкирскому ярусу среднего карбона приурочена промышленная нефтеносность. В районах Томашевки и Кременной, вблизи г. Луганска, на Ильичевской и Зачепиловской площадях, на р. Самаре, у с. Екатериновка и в ряде других пунктов из структурно-поисковых скважин были получены промышленные и небольшие притоки горючих газов.
С отложениями московского яруса связана промышленная нефтегазоносность на Качановской структуре. Газопроявления известны на Северо-Голубовском поднятии, Петровском куполе и вблизи Ново-Бахметьевки, а нефтепроявления на Гнединцевском поднятии.
В верхнем карбоне промышленная нефтегазоносность установлена на Шебелинском, Качановском и Гнединцевском месторождениях, а газопроявления известны на Волвенковской, Балаклеевской, Краснооскольской площадях и в ряде других пунктов.
С нижнепермскими отложениями промышленная газоносность связана на Шебелинском, Спиваковском и Мошевском месторождениях, нефтегазоносность на Качановском и нефтеносность на Гнединцевском и Глинско-Розбышевском месторождениях, а нефтепроявления получены на Балаклеевской, Алексеевской, Машевской и других площадях. С образованиями верхней перми в регионе связаны промышленные скопления горючего газа только на Радченковском месторождении, а признаки нефтеносности были установлены на Павловской и Бригадировской структурах.
В триасовых образованиях промышленная нефтегазоносность известна на сравнительно большом количестве месторождений (Шебелинском, Качановском, Бельском, Руновщанском, Радченковском и Сагайдакском). Признаки нефтегазоносности и небольшие притоки газа в этой части мезозойского разреза зафиксированы на Терновском и Торском поднятиях, на Красно-Поповской структуре (фонтаны до 300 тыс. м3/сутки), а также на Павловской, Коломакской, Рябухинской площадях и Бригадировском штоке.
В юрских образованиях промышленные притоки горючего газа получены на Бельской, Солоховской и Руновщанской структурах, а нефтегазопроявления отмечены на Бригадировском штоке и на Мироновском поднятии.
В меловых и третичных отложениях нефтегазопроявления установлены только на Ромненском и Исач- ковском соляных штоках. По типам залежей нефти и газа все известные месторождения являются сводовыми и многопластовыми. Шебелинское месторождение представляет собой крупную массивную залежь с общим водогазовым контактом. Этаж газоносности здесь достигает 1700 м, а этаж нефтегазоносное™ на Качановском многопластовом месторождении, по-видимому, будет еще больше.
На основе фактических данных о пространственном размещении всех известных месторождений можно сделать вывод о том, что грабен и прибортовые зоны впадины являются высокоперспективными, при этом в северо-западной части, очевидно, будут сконцентрированы в основном нефтяные залежи, в средней части - многопластовые нефтяные и нефтегазовые месторождения, а на юго-востоке региона, главным образом, газовые залежи. Степень перспективности бортовых склонов впадины, закрытых окраин Донбасса и его открытой части остается пока невыясненной, но уже обнаруженное промышленное Красно-Поповское газовое месторождение позволяет надеяться на перспективность и этих районов.
Наиболее перспективны в отношении формирования крупных залежей нефти и газа брахиантиклинали со слабыми проявлениями соляной тектоники и структуры в области развития мощной хемогенной толщи нижней перми, а также, по-видимому, глубоко погруженные пологие поднятия в межкупольных пространствах.
Стратиграфическое положение довольно надежных коллекторов и непроницаемых покрышек-экранов и гидродинамический режим региона указывают на то, что наиболее благоприятны осадочные комплексы для формирования крупных месторождений нефти и газа - подсолевой девон, нижний карбон и верхний карбон- нижняя пермь.
Химическая характеристика нефтей рассматриваемого региона сравнительно однообразна. Все они в основном относятся к легким малосернистым парафинистым нефтям. Исключением являются более тяжелые маслянистые нефти Сагайдакского и Кибинцевского месторождений.
В отношении наличия коллекторов и непроницаемых экранов разрез осадочного комплекса пород в пределах всей Днепровско-Донецкой впадины весьма благоприятен. В разрезе палеозоя и мезозоя имеется большое количество пластов песчаников с высокими коллекторскими свойствами (пористостью от 5-15 до 20-30% и проницаемостью до 500-1000 мдарси и больше), которые перекрываются толщами непроницаемых отложений.
Другой тип коллектора приурочен к нижней перми и, возможно, соленосной формации верхнего девона, где развиты трещиноватые кавернозные пачки доломитов и ангидритов.
Наиболее надежными непроницаемыми экранами для залежей нефти и газа в подсолевых девонских отложениях являются галогенная свита верхнего девона, а для залежей в верхнем палеозое нижнепермская соль и глинистая свита верхней перми. В каждом стратиграфическом комплексе отложений имеются как пласты песчаника, так и малопроницаемые аргиллитовые пачки.
Лучшие коллекторы и непроницаемые экраны для нефтегазонакопления в Днепровско-Донецкой впадине приурочены к палеозойским отложениям.
Размеры нефтяных залежей варьируют в широких пределах от нескольких гектаров до 1000 га и более (Радченковское и Гнединцевское), а размеры газовых залежей колеблются от сотен до многих тысяч гектаров (Чернухинское, Шебелинское месторождения).
Благоприятная обстановка формирования нефтяных и газовых месторождений по наличию хороших коллекторов и надежных покрышек дополняется также хорошим гидрогеологическим режимом впадины.
Зона весьма затрудненного водообмена находится в пределах пермских, каменноугольных и девонских отложений.
Воды этой зоны относятся к хлор-кальциевому типу с высокой степенью метаморфизма и минерализации, превышающей 100-300 г/л. Скорость движения этих вод в том же юго-юго-восточном направлении не превышает 1 м/год. Пластовые воды здесь отличаются от верхних вод низкой сульфатностью, высоким содержанием растворенных углеводородов и наличием редких компонентов, что указывает на хорошую закрытость недр, благоприятную для нефтегазонакопления.
Одной из основных причин невыполнения плана по приросту запасов газа следует считать неподготовленность площадей к промышленной разведке. Главные скопления нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине связаны с нижнепермскими отложениями, однако геолого-геофизическими исследованиями структурные планы по палеозойским отложениям изучены неудовлетворительно. Из 44 площадей, введенных в промышленную разведку за последние 5 лет, только по 11 площадям перед вводом их в разведку имелись структурные построения по палеозойским отложениям.
Слабая изученность глубинного строения региона (плотность бурения составляет по впадине лишь 5 м/км2, а при мощности осадочного чехла до 10 км пробурено всего три скважины глубиною от 3500 до 4300 м) стала причиной неполноты наших знаний о размещении перспективных запасов как по площади, так и по глубинам. Так например, в северо-западной части впадины на Анисовской и Олишевской площадях, по которым планировали прирост запасов газа в терригенных отложениях девона, перекрытых соленосными образованиями, до глубины 3200 м оказались еще развитыми неперспективные эффузивные комплексы.
Мощность нижнепермских галогенных толщ в юго-восточной части впадины оказалась значительно большей, чем это предполагалось ранее, в связи с чем глубины нижнепермского терригенного нефтегазоносного комплекса оказались большими (Коломак, Колонтаево, Октябрьская, Рябухинская и др.), чем достигаемые станками, применяемыми в этом районе. Поэтому план прироста запасов по этим площадям оказался невыполненным.
На выполнение плана прироста запасов газа отрицательно сказалось также девонские соляные штоки, прорывающие палеозойские отложения на ряде структур, где ранее предполагалось наличие сводовых залежей (Ичнянская, Рябухинская, Алексеевская и др.).
Ввиду несоответствия на ряде площадей мезозойского и палеозойского структурных планов и невыясненности строения последнего, разведочные работы на этих площадях не дали положительных результатов.
Сложное блоковое строение большинства структур привело к задалживанию значительных дополнительных объемов бурения, удлинению сроков освоения месторождений и несвоевременному обеспечению запланированных приростов запасов (Бельск, Качановка, Прилуки, Красно-Поповка).
Из сказанного можно сделать вывод о том, что причина малой эффективности геологоразведочных работ в последние годы заключается в слабой изученности глубинной структуры Днепровско-Донецкой впадины.
Необходимо отметить, что проведенные научно-исследовательскими и производственными организациями тематические исследования позволили выделить в Днепровско-Донецкой впадине все крупные стратиграфические подразделения, дробно расчленить отложения третичной, меловой, юрской и отчасти каменноугольной системы и на этой основе произвести их корреляцию как в пределах отдельных площадей, так и на более обширных пространствах региона.
Перспективными являются как центральная часть грабена, так и его прибортовые зоны. Центральная часть, где развиты все продуктивные толщи палеозоя, характеризуется наличием крупных структурных форм, с которыми связаны богатые месторождения нефти и газа (Гнединцевское, Глинско-Розбышевское и Шебелинское).
Прибортовые зоны грабена характеризуются развитием более мелких антиклинальных складок, с уменьшенными мощностями отложений палеозоя, фациальными изменениями и частым выпадением из разреза верхних продуктивных толщ палеозоя (нижняя пермь, верхний карбон). В южной прибортовой зоне выявлены Зачепиловское и Михайловское месторождения нефти и газа.
Менее перспективны бортовые зоны, характеризующиеся моноклинальным строением, осложненным на некоторых участках, вблизи краевых разломов, слабо выраженными структурными формами и отсутствием в разрезе отложений нижней перми, большей части верхнего карбона и девона.
В северо-западной части впадины к наиболее перспективным может быть отнесен Лохвицкий блок, где выявлены крупные антиклинальные складки, не осложненные или слабо осложненные соляной тектоникой и дизъюнктивными нарушениями (Гнединцевское, Озерянское, Леляковское и другие поднятия).
В центральной более погруженной части впадины наиболее перспективными следует считать крупные валообразные поднятия Глинско-Розбышевское и Солоховско-Диканьское, а также, возможно, Коломакско-Колонтаевское, в пределах которых выявлены промышленные месторождения нефти и газа. Наиболее перспективными в пределах этих валообразных поднятий являются отдельные структуры, в которых девонская соль не поднимается выше подошвы карбона. В пределах этой зоны располагаются более мелкие локальные поднятия типа Качановского многопластового месторождения нефти и газа.
В юго-восточной части впадины, на территории работ треста Харьковнефтегазразведка, наиболее перспективными следует считать зоны развития соленосных отложений нижней перми в нормальном залегании, создающих благоприятные условия для сохранения залежей в подстилающих продуктивных толщах.
В таких условиях открыты Шебелинское и Спиваковское месторождения газа. Перспективны в этом районе также крупные палеозойские структуры, сводовые части которых не перекрыты хемогенными отложениями (Новомечебиловская и Славянская).
В пределах северной прибортовой зоны (ДДВ) перспективны для поисков нефти и газа структурные формы типа прислоненных структур (Адамовская, Великие Бубны, Ново- Троицкая, Старо-Покровская) и структурные выступы (Бахмачский, Берестовский, Ахтырский, Богодуховский). В этой же полосе возможны залежи, связанные с зонами регионального выклинивания.
В пределах южной прибортовой зоны развиты узкие, прислоненные к региональному разлому складки типа Колайдинской, Зачепиловской, Михайловской.
Из бортовых частей впадины наиболее перспективна юго-восточная часть северного борта, где уже выявлены структуры, на части которых получены промышленные притоки газа (Северо-Голубовка, Красная Поповка).
Однако состояние изученности нижнего структурного этажа пока не позволяет более дробно подразделять впадину по степени ее перспективности.
Большое значение для открытия крупных месторождений нефти и газа во впадине имеет проблема нефтегазоносности девонских отложений. Более 50% прогнозных запасов нефти и газа отнесены здесь к отложениям девона. Однако на большей части площади впадины отложения девона залегают на значительных глубинах, превышающих 4-6 км, и вскрыты они лишь единичными скважинами в южной прибортовой зоне (Колайдинцы, Петривцы, Зачепиловка, Западно-Михайловка) на глубине 2,5-3 км.
Для изучения нефтегазоносности девонских отложений следует развивать разведочные работы на участках относительно неглубокого залегания девона (Остапьевско-Белоцерковский выступ, Петривцевская структура, Лозовская депрессия и юго-западная окраина Донбасса), а также начать работы в зонах выклинивания отложений девона в южной и северной прибортовых частях впадины.
Общий фонд структур, не охваченных глубоким разведочным бурением, составляет около 100 структур. В том числе свыше 50 структур, установленных по мезозойским и кайнозойским отложениям, нуждаются в дополнительном изучении.
Разведочные работы, проведенные в последние годы в Степном Крыму, принесли важные данные, позволяющие очень высоко оценивать перспективы нефтегазоносности южных районов Украины.
Открытие на пяти площадях Тарханкутско-Новоселовского вала залежей газа в палеогеновых отложениях (Оленевская, Глебовская, Задорненская, Карловская) и в меловых отложениях на Октябрьской площади крупной газонефтяной залежи, в совокупности с многочисленными нефтегазопроявлениями из тех же отложений и в других районах юга Украины, дает основание рассматривать Причерноморскую впадину в качестве нового весьма перспективного нефтегазоносного бассейна. Этот бассейн на востоке, по оси поперечного поднятия, разделяющего Крымский полуостров, отделяется от Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна. Северная граница Причерноморского бассейна проходит по склону Украинского кристаллического массива. На западе бассейн ограничен Добруджской возвышенностью. Значительная часть бассейна покрыта водами Азовского и Черного морей. Промышленные залежи газа, а, отчасти и нефти, в этом бассейне пока обнаружены на площадях, связанных с Тарханкутско-Новоселовским валом, который можно рассматривать в качестве наиболее перспективного района в данном бассейне. Перспективен для обнаружения значительных запасов нефти и газа также Преддобруджинский прогиб.
В осадочной толще, слагающей бассейн, наиболее перспективны мезозойские отложения. Доказана на Тарханкутско-Новоселовском валу нефтегазоносность нижнемеловых отложений, которые залегают в большинстве поднятий на глубинах, не превышающих 2-3 тыс. м. На Октябрьской площади в нижнемеловых отложениях обнаружена крупная уникальная газонефтяная залежь, продукция которой является ценнейшим химическим сырьем. Начато испытание вышележащих горизонтов нижнего и верхнего мела в трещиноватых карбонатных породах, давших уже мощные нефтепроявления.
В северных поднятиях Тарханкутско-Новоселовского вала можно ожидать увеличения мощностей песчано-глинистой толщи нижнемеловых отложений и обнаружение среднеюрских отложений, с которыми должны быть связаны газовые и нефтегазовые залежи. Выявление поднятий и подготовка наиболее крупных из них к разведке в северных антиклинальных зонах Тарханкутско-Новоселовского вала является первоочередной задачей с точки зрения прироста промышленных запасов газа, а также и нефти. Не меньшее значение имеет выявление поднятий и ввод в разведку наиболее крупных из них, в Джанкойском районе, связанном с тем же валом и расположенном на границе с Азово- Кубанским нефтегазоносным бассейном.
В свете результатов, полученных в западной части Степного Крыма, относящейся к Причерноморскому нефтегазоносному бассейну, можно высоко оценить и прогнозные запасы восточной части Крыма, относящейся к Азово-Кубанскому бассейну. Особенно перспективно здесь восточное продолжение Тарханкутско-Новоселовского вала, погружающееся в Азовском море, где его непосредственным продолжением может служить Азовский вал, выявленный геофизическими исследованиями в северной части Азовского моря. Диапазон нефтегазоносности в этих районах может оказаться более широким, нежели в западной части Тарханкутско-Новоселовского вала. Если учитывать, что глубины большинства продуктивных и перспективных горизонтов на всем протяжении Тарханкутско-Новоселовского вала и его восточного продолжения не будут превышать 2000-3000 м, то необходимо значительно увеличить объем работ как по подготовке новых поднятий, так и по их разведке. Исходя из закономерностей в распространении известных поднятий, связанных с крупными антиклинальными зонами, и учитывая мощность известных и возможно нефтегазоносных свит, можно оценить прогнозные запасы Степного Крыма значительно выше общих запасов Ейско-Березанского вала Западного Предкавказья.
Из изучения сложно построенных диапировидных поднятий, осложняющих передовые складки Кавказа в Восточном и Западном Предкавказье, известно, что залегающие под глинистым миоценом и олигоценом нижнепалеогеновые и меловые отложения сложены обычно в пологие антиклинали. Геолого-геофизические исследования, проведенные в южных районах Керченского полуострова, дают основание предполагать наличие аналогичных соотношений. В связи с этим следует ввести в разведку площади Керченского полуострова, где на относительно небольших глубинах могут быть вскрыты нижнепалеогеновые и меловые отложения, известные региональной нефтегазоносностью.
В 1963-1965 гг. необходимо провести комплекс работ, направленный на крупный прирост запасов газа в Степном Крыму, который должен обеспечить газом не только южные районы Крыма, но и послужить резервом для обеспечения магистральных газопроводов, получающих газ из Шебелинки. В частности, на 1963 г. предусматривается проведение глубокого бурения на пяти площадях Степного Крыма (Октябрьской, Меловой, Порфирьевской, Елизаветинской, Северо-Новоселовской, Джанкойской, Славянской и Красноперекопской) и на Керченском полуострове на площади Мошкаревской. Региональные исследования должны быть направлены на уточнение прогнозных запасов западной части Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна и Причерноморского бассейна. В 1963 г. намечается усиление региональных геофизических работ и бурение двух региональных глубоких скважин - Генической и Новоцарицинской с глубинами соответственно 3200 и 3500 м.
Результаты поисково-разведочных работ на нефть и газ выявили наличие больших успехов, позволяющих очень высоко оценить возможности развития на Украине добычи нефти и газа. Не вызывает сомнения общая высокая прогнозная оценка запасов газа около 3 трлн. м3. По-видимому, запасы газа, учитывая перспективы Причерноморского нефтегазоносного бассейна и Львовской впадины, окажутся более высокими. В то же время необходимо отметить, что запроектированные приросты промышленных запасов газа, особенно по Днепровско-Донецкой впадине, явно не соответствуют объему геофизических исследований и буровых работ. С меньшими затратами возможна подготовка на относительно небольших глубинах промышленных запасов газа в Степном Крыму. В западных областях одновременно с подготовкой возможных запасов газа во Внешней зоне Предкарпатского прогиба необходимо усилить фронт работ во Львовской впадине. Запроектированный в семилетием плане прирост добычи нефти может быть в основном обеспечен разведками в Днепровско-Донецкой впадине и отчасти во внутренней зоне Предкарпатского прогиба.
Недостаточное региональное геолого-геофизическое изучение крупных регионов затрудняет выбор для разведки наиболее перспективных площадей. Следует одновременно с расширением фронта региональных исследований решать общегеологические вопросы, определяющие закономерности в распространении скоплений нефти и газа путем комплексирования региональных исследований с разведкой площадей, расположенных в различных геологических условиях.
Необходимо поставить вопрос о раздельном планировании разных видов поисково-разведочных работ. Средства, выделяемые на региональные геолого-геофизические исследования, опорное и параметрическое бурение, должны быть направлены на уточнение прогнозных запасов. За счет средств, выделяемых на детальное изучение строения площадей и дальнейшую их разведку, а также на бурение на этих площадях поисковых скважин, должны подготавливаться перспективные запасы. Перевод перспективных запасов в промышленные должен обеспечиваться детальной разведкой. Раздельное планирование на нефть и газ следует вести только при детальной разведке. Планирование прироста запасов нефти и газа различных категорий надо привести в соответствие с отпускаемыми для этих целей средствами на реальной геологической основе, так же как это делается при планировании запасов по другим полезным ископаемым.
Учитывая, что перспективы широкого развития добычи нефти и газа на Украине связаны с глубоко залегающими горизонтами, необходимо в 1963-1965 гг. подготовить решение этой проблемы, для чего надо приступить и постепенно развивать бурение скважин глубиною 4-5 км и более. Для этого требуется помочь украинским организациям оборудованием и материалами для быстрого бурения глубоких скважин и решения ставящихся перед ними задач. Основной же объем разведочных работ должен быть направлен на открытие и разведку залежей на глубинах, не превышающих 3500 м.
Для повышения эффективности разведочных работ особое внимание должно быть обращено на опробование поисковых скважин. Геологам и промысловым геофизикам необходимо гораздо больше внимания уделять методике выделения в разрезах скважин природных резервуаров, хорошо ограниченных слабопроницаемыми породами. Явно недостаточное внимание уделяется методике и технике испытания скважин. Необходимо в кратчайшие сроки внедрить в производство глубинные пластоиспытатели и другое оборудование.
Достоверность прогнозной оценки крупных территорий, как и отдельных районов, зависит во многом от координации усилий ученых и геологов, работающих на производстве. Проблема выявления закономерностей в распространении скоплений нефти и газа в известных и возможных нефтегазоносных бассейнах должна решаться совместными усилиями крупных коллективов исследователей и геологов-производственников, работающих в разных организациях. Для этого необходимо в 1962 г. составить генеральные планы изучения нефтегазоносных бассейнов, предусматривающие сочетание широких региональных исследований с детальным изучением отдельных районов и с разведкой наиболее перспективных площадей. В этих планах должно быть предусмотрено проведение комплекса работ, направленных на уточнение прогнозов и прирост промышленных запасов нефти и газа, обеспечивающих непрерывный рост добычи нефти и газа. Успех поисково- разведочных работ на нефть и газ во многом зависит от умелого сочетания усилий производственников и ученых.
Министерство геологии и охраны недр СССР и Госплан СССР должны помочь усилить техническую базу, обеспечивающую проведение поисково-разведочных работ на нефть и газ на Украине.
Главгеология УССР, МГ и ОН СССР, МГУ