К оглавлению	УДК 553.981 (477.60)
	И.С. Романович

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ШЕБЕЛИНСКОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Особенность геологического строения Шебелинского поднятия, как и других структур Днепровско-Донецкой впадины, заключается в том, что поднятие состоит из нескольких крупных тектонических этажей (рис. 1).

Первый (снизу вверх) этаж охватывает почти полностью среднепалеозойский комплекс осадков (мощность его предположительно около 2900 м); второй - верхнепалеозойский комплекс осадков (от нижнего карбона до ангидрито-соленосной толщи нижней перми включительно; мощность его достигает 4000 м); третий-мезозойский комплекс осадков р верхнепермские отложения (средняя мощность его составляет 1000 м); четвертый, тектонический этаж - отложения кайнозойской группы (мощность его не превышает 200 м).

Нижний среднепалеозойский этаж месторождения сильно дислоцирован и, вероятно, осложнен солевым диапиризмом. Слагающий его комплекс пород характеризуется мощной газонефтеупорной толщей (соленосная свита девона), что благоприятно для сохранения залежей нефти и газа в осадках подсолевого и внутрисолевого комплексов, формирование которых могло происходить уже на первом этапе развития структуры данного региона. В настоящее время отсутствуют данные, подтверждающие наличие здесь структурной ловушки этого периода. Однако анализ последующего геологического развития региона, а также Данные о среднем палеозое других районов Днепровско-Донецкой впадины позволяют предполагать, что к концу рассматриваемого периода здесь уже существовала структурная ловушка небольших размеров, по крайней мере, в солевом и надсолевом комплексах. Так, на основании детального анализа мощностей и фаций отложений Днепровско-Донецкой впадины В.Я. Клименко сделал вывод об образовании в среднедевонское время регионального Роменско-Шебелинского разлома. В последующее время в связи с неравномерным погружением п поднятием образованных разломом участков в осадочной толще вдоль разлома образовалась Роменско-Шебелинская антиклиналь-флексура [7]. При этом Шебелинская структура рассматривается как осложненная солью. Установленная в пределах впадины закономерность затухания соляного тектогенеза в течение всей истории его проявления позволяет считать началом зарождения всех соляных структур предкаменноугольное время [5]. Таким образом, основанием для указанного предположения является установление в пределах данного региона предкаменноугольной фазы региональных процессов соляного тектогенеза [5, 7], связанного, в свою очередь, с тектоническими движениями.

Второй тектонический этаж месторождения несогласно залегает на первом. Он очень сильно дислоцирован за счет развития дизъюнктивных нарушений. Этаж сложен мощным комплексом лито логически и генетически разнообразных (от морских и лагунных до континентальных) осадков и характеризуется своеобразной историей развития. С визейского (?) до середины нижнепермского времени Шебелинский район представлял собой южную часть северного борта Донецкого внутриплатформенного геосинклинального прогиба, являвшегося продолжением моноклинального погружения юго-западного склона Воронежского массива. Со времени образования горизонта М₃ свиты медистых песчаников нижней перми происходит конседиментационное образование складки, т.е. начинается рост основной структурной ловушки месторождения одновременно с осадкообразованием. Ко времени окончания образования нижнеангидритового горизонта ангидрито-соленосной свиты нижней перми высота ловушки по свите медистых песчаников достигает 30 м. Все это подтверждается данными литолого-фациального построения по всем горизонтам свиты медистых песчаников [12, 13], а также анализом мощностей нижнеангидритового горизонта.

Заметное усиление роста поднятия с одновременным осадконакоплением наблюдается с момента отложения верхнеангидритового горизонта ангидрито-соленосной свиты нижней перми. Значительное увеличение к периферии поднятия мощности комплексов, расположенных и ниже уровня эрозии несомненно указывает на конседиментационное развитие структуры. На юго-западном крыле складки мощность горизонта в 2 раза больше, чем на северо-восточном крыле. Последнее не может быть вызвано никакими процессами выжимания, эрозионного размыва или регионального выклинивания [4] и связано, на наш взгляд, с усиленным развитием региональной структуры, простиравшейся вдоль присводовой части южного крыла складки и представлявшей собой в ангидрито-соленосной свите к концу ее образования флексурообразный перегиб с амплитудой около 150 м (рис. 2).

Отмеченный конседиментационный рост складки в тектонике первого этажа поднятия явился, вероятно, отражением процесса возобновившегося развития солевого диапиризма и осложнения его региональным дизъюнктивным нарушением. К концу отложения верхнеангидритового горизонта наблюдается быстрый скачкообразный рост Шебелинского поднятия, сопровождающийся сильным размывом горизонта в сводовой и присводовых частях складки. Одновременно процесс этот сопровождался развитием исключительно интенсивной сети разрывов. В результате эрозионного размыва в сводовой и присводовой частях поднятия снято более 1/3 ранее отложенных осадков верхнеангидритового горизонта.

В восточных блоках структуры мощность сохранившихся верхнеангидритовых отложений в присводовой части складки не превышает 50-70 м (т.е. не более ⅓ полной его мощности). Детальные палеотектонические построения показывают, что последнее, несомненно, было связано с сильным развитием крупных разрывов.

К началу отложения верхнепермских осадков высота складки по кровле свиты медистых песчаников составляла уже около 250 м, размеры складки в плане - 20 X 8 км. В региональном плане Шебелинское поднятие было к этому времени сравнительно небольшим и располагалось на региональном моноклинальном подъеме в сторону Воронежского массива. Таким образом, в связи с очень ограниченной областью возможного питания исключается образование газовых залежей в этот период за счет латеральной миграции углеводородов.

Если даже допустить, что в рассматриваемый период источник газа был непрерывным, то, согласно расчетам, в возникшей к этому времени структуре могла образоваться залежь газа с запасами не более 1,5% запасов современной основной газовой залежи месторождения. Вертикальная же миграция из-за развития исключительно интенсивной (предверхнепермской) дизъюнктивной нарушенности являлась фактором рассеивания для верхнепалеозойского комплекса данного этажа и даже, возможно, частичного разрушения залежей первого этажа, образование которых могло происходить в конце первой стадии формирования района.

Третий тектонический этаж месторождения залегает со значительным стратиграфическим и угловым несогласием на втором. Он наименее дислоцирован. Начало его формирования относится к периоду образования верхнепермского комплекса и характеризуется наступлением медленного конседиментационного роста поднятия. Почти полностью затухают разрывные движения. После отложения осадков верхней перми наступает второй скачкообразный период поднятия складки, также сопровождающийся значительным размывом центральной части ее. К концу этого периода, т.е. к началу образования триасовых осадков, высота поднятия составляла уже около 450 м, а размеры в плане достигли 25х10 км. В рассматриваемый период отсутствовали благоприятные условия для формирования залежей во втором и третьем этажах за счет вертикальной миграции, а также для образования залежей за счет латеральной миграции углеводородов, так как последняя по-прежнему имела региональное направление в сторону Воронежского массива, таким образом продолжала ограничиваться размерами структуры.

Период образования триасовых осадков характеризуется еще более спокойным развитием структуры. Он также характеризуется конседиментационным ростом поднятия. К концу отложения триасовых осадков наступает третий скачкообразный период постседиментационного роста складки. При этом также наблюдается эрозионный размыв сводовой и присводовой частей поднятия. К началу отложения юрских осадков высота поднятия составляла около 600 м, длина складки 30 км, а ширина 12 км. Условия миграции и аккумуляции углеводородов по существу не отличаются от условий предыдущего периода и, следовательно, неблагоприятны для скопления промышленных залежей газа. Наступивший период юрского и мелового седиментационных циклов характеризуется почти полным затуханием конседиментационного роста поднятия.

Некоторое усиление роста складки отмечается в предмеловое время, которое, однако, скоро сменяется спокойным седиментационным развитием и образованием мелового комплекса отложений, залегающих несколько несогласно на верхнеюрских.

К концу отложения верхнемеловых осадков рост Шебелинского поднятия усиливается, переходя в четвертый скачкообразный период своего развития. Он также сопровождается большим размывом ранее отложенных осадков мела. В отдельных участках сводовой части складки меловые отложения полностью уничтожены эрозионным размывом. К этому времени высота поднятия по свите медистых песчаников составила 1200 м, а размеры в плане - около 40х15 км, таким образом, складка по существу достигла современных размеров. Данным периодом заканчивается история геологического развития третьего крупного тектонического этажа Шебелинского района.

Четвертый тектонический этаж Шебелинской структуры, охватывающий кайнозойский комплекс осадков, характеризуется седиментационным режимом и усилением разрывных движений. Развитие разрывных движений достигает максимума после отложения осадков палеогена и охватывает весь осадочный комплекс. При этом наибольшему тектоническому дроблению подвергается центральная часть поднятия. Для трех верхних тектонических этажей это выразилось в общем ступенчато-грабенообразном проседании центральной части складки с сильно разветвлённой, более мелкой сетью нарушений. Для большинства нарушений характерно их затухание к периферии поднятия.

Данный период характеризуется благоприятными условиями вертикальной миграции углеводородов и образования их залежей в структурной ловушке под хемогенной толщей нижней перми, являющейся хорошей непроницаемой покрышкой.

Следует отметить, что к этому времени хемогенные осадки покрышки (хемогенная толща нижней перми) были перекрыты в сводовой части структуры комплексом отложений мощностью около 1000 м и оказались под нагрузкой, вполне достаточной для перехода их в пластическое состояние. Последнее обеспечивало их роль как непроницаемой покрышки, несмотря на развитие дизъюнктивных нарушений. В эпоху неогена поднятие приняло современный структурный план.

Установленная к настоящему времени промышленная газоносность Шебелинского месторождения связана со вторым и третьим тектоническими этажами. Основные газовые залежи месторождения приурочены к отложениям нижнеангидритового горизонта и свиты медистых песчаников нижней перми и араукаритовой свиты верхнего карбона. Все они вместе представляют собой крупную единую многопластовую массивную газовую залежь [12, 13], характеризующуюся общей плоскостью контакта газ-вода с абсолютной отметкой -2270 м. Максимальный общий этаж газоносности данной залежи достигает 1200 м. Пластовое давление в своде залежи резко аномально и составляет 230-232 ат. С глубиной оно повышается на величину, создаваемую весом соответствующего столба газа, и на уровне контакта газ-вода (2450-2500 м) достигает 250-252 ат, что фактически соответствует нормальному гидростатическому давлению. Таким образом, согласно закону распределения давления данная залежь представляет собой единый резервуар, охватывающий широкий стратиграфический диапазон осадков. Характерно, что газовые залежи нижнеангидритового горизонта и свиты медистых песчаников являются фактически литологически ограниченными. Последнее исключает возможность образования их за счет латеральной миграции. Из рис. 3 видно, что высокая продуктивная характеристика нижнеангидритового горизонта контролируется фактически зонами крупных дизъюнктивных нарушений. Небольшие локальные скопления газа в среднеангидритовом горизонте и триасе образовались в результате вторичной миграции углеводородов из данной залежи по зонам тектонических нарушений в завершающие этапы формирования поднятия.

В заключение следует отметить, что большинство исследователей, занимавшихся вопросами нефтегазоносности Днепровско-Донецкой впадины, связывают нефтегазообразование с породами до каменноугольного возраста [5, 7, 10, 11]. Формирование газо-нефтяных залежей в верхнепалеозойском и мезозойском комплексах рассматривается ими, как результат аккумуляции углеводородов, мигрировавших из докаменноугольных пород.

Изложенные данные об истории геологического развития рассматриваемого района, особенностях газоносности отложений триаса, перми и верхней части верхнего карбона, условиях залегания газа, а также гидрогазодинамическая характеристика основной газовой залежи месторождения полностью согласуются с приведенными выше основными представлениями о формировании нефтяных и газовых месторождений Днепровско-Донецкой впадины.

Б.С. Воробьев и Е.Е. Вороной считают, что главные залежи месторождения образовались вследствие вертикальной миграции газа по зонам сбросовых нарушений. При этом источником углеводородов они считают отложения нижнего карбона и девона [4].

По мнению Н.П. Балуховского [2], газ Шебелинского месторождения образовался из исходной каменноугольной органики (из так называемой метанофильной системы каменноугольных органоколлоидов). Эволюция метанофильной системы каменноугольных органоколлоидов идет по пути образования каменного угля с попутной генерацией горючих газов (метана и частично этана). Образование более тяжелых углеводородов, входящих в состав конденсата, объясняется им как и В.А. Соколовым, полимеризацией газообразных углеводородов под действием радиоактивного излучения. Газопроизводящими считается угленосная толща карбона Донбасса, а формирование месторождения рассматривается как результат миграции углеводородов из продуктивной углегазоносной толщи карбона.

С мнением Н.П. Балуховского о генерации газа Шебелинского месторождения угленосными отложениями карбона нельзя согласиться, так как хорошо изученные отложения каменноугольного возраста Донбасса регионально угленосны, а не нефтегазоносны. Известные газовые месторождения Донбасса (Луганское и Кременское) по составу газа ничего общего не имеют с Шебелинским газовым месторождением. Газ этих месторождений относится к типу азотно-метановых (содержание метана 67,8-91%, азота и редких газов 9- 31,3%).

Шебелинское месторождение является газоконденсатным. Газ месторождения относится к типу нефтяных газов. Среднее содержание метана 93,4%, этана+тяжелых 5,1 %, азота 0,97%, углекислоты 0,5%,инертных газов-0,06%. Конденсат содержит 70% бензиновых фракций, около 20% керосиновых и до 10% лигроиновых. По данным Н.Ф. Балуховского, начальные запасы метана Донецкого бассейна (каменноугольных залежей и рассеянной каменноугольной органики) составляют около 3 трлн. м³. Остаточные запасы угленосной толщи, составляют 20-30% исходных. Таким образом, запасы метана, которые могли мигрировать, составляют около 2 трлн. м³. Если даже предположить, что с начала образования этих газов до образования заметной структурной ловушки (т.е. от нижнекаменноугольного времени до верхнепермского) они не рассеивались, то все же пришлось бы допустить, что ¼ всех запасов метана Донецкого бассейна мигрировала в сравнительно небольшую локальную зону - Шебелинскую складку, расположенную за пределами бассейна и составляющую примерно 1/400 его территории. Таким образом, мнение о формировании Шебелинского газового месторождения за счет угольного газа Донбасса не подтверждается.

По мнению В.П. Козлова, материнским веществом газа Шебелинского месторождения являлись рассеянные в осадочных толщах, вмещающих залежи, органические остатки преимущественно растительного происхождения, преобразование которых в углеводороды происходило в восстановительных условиях в стадии диагенеза осадков и катагенеза. Таким образом, отложения верхнего карбона, свиты медистых песчаников и ангидрито-соленосной свиты нижней перми и триаса рассматриваются им как газоматеринские. При этом преобразование органического вещества в углеводородные газы в приведенных газоматеринских комплексах рассматривается как региональный процесс, контролировавшийся большей частью обстановками седиментогенеза и раннего диагенеза. Основная масса газа генерируется в стадии катагенеза; основным фактором преобразования органического вещества являются температура и минеральные катализаторы. Формирование основных залежей произошло в юрское и меловое время.

Следует отметить, что взгляды В.П. Козлова не согласуются с фактическими данными о геологии Шебелинского месторождения. Рассчитанные им количества органического вещества в пределах верхнего карбона, свиты медистых песчаников и нижнеангидритового горизонта нижней перми - совершенно произвольные цифры, так как они основываются на данных угленосной толщи Донбасса. Многочисленный керновый материал по верхнему карбону и нижней перми Шебелинского месторождения показывает, что отложения этих комплексов представлены красно цветными породами, совершенно лишены органического вещества или содержат его в ничтожных количествах. Что касается так называемых сероцветных зон, несколько обогащенных органическим веществом, то они составляют около 1% от суммарной мощности толщи. Не менее убедительным аргументом против высказанной В.П. Козловым концепции является и то, что в отложениях среднеангидритового горизонта (в которых по В.П. Козлову условия генерации углеводородов аналогичны нижнеангидритовому горизонту) фактически отсутствует газовая залежь. Притоки газа здесь получены вдоль тектонической линии центральной части структуры на участке длиной около 4 км. Скважины расположенные в 0,5 км от линии тектонического нарушения, уже притоков газа не дали. Таким образом, по результатам опробования данный горизонт повсеместно слабо насыщен водой или является «сухим».

Нижнеангидритовый горизонт также газоносен не повсеместно в пределах общего контура газоносности (см. рис. 1, 3). Контур газоносности и продуктивность его подчинены тектоническому фактору. Совершенно лишены каких-либо признаков газоносности отложения верхнеангидритового горизонта.

По мнению В.П. Козлова, газовая залежь триаса также образовалась из собственной газоматеринской толщи. Доказательством этого он считает газоносность отложений триаса и юры на Радченковском, Солоховском и Бельском месторождениях и нефтеносность в районе Бригадировского соляного штока, расположенного в 40 км северо-восточнее Шебелинского района. Между тем, данными опробования скважин установлено, что газовая залежь триаса

Шебелинского месторождения приурочена к локальной зоне центральной части структуры площадью около 2 км² при площади основной газовой залежи около 300 км², Она приурочена к пестроцветным отложениям двух небольших тектонических блоков центральной зоны структуры, лишенным всякой органики, и несомненно, является производной основной газовой залежи.

Таким образом, углеводороды всех известных газо-нефтяных месторождений региона, приуроченные к отложениям верхнепалеозойского и мезозойского комплексов, связаны с докаменноугольными образованиями. Доказательством этого служат промышленные притоки нефти и газа, полученные в результате бурения из отложений девона.

Небольшая ловушка в первом тектоническом этаже образовалась, вероятно, в предкаменноугольное время за счет развития солевого диапиризма.

Формирование основной структурной ловушки, охватывающей и три верхних тектонических этажа Шебелинского района, началось в нижнепермское время, в эпоху образования горизонта М₃ свиты медистых песчаников и продолжалось в течение всей последующей геологической истории. Рост складки носил как конседиментационный, так и постседиментационный характер. Длительные периоды медленного конседиментационного роста складки в сравнительно небольших размерах сменялись периодами быстрого скачкообразного постседиментационного роста ее, достигающего больших размеров.

 В третичное время складка была разбита системой ступенчатых сбросовых нарушений, часть из которых охватывает весь осадочный комплекс. Наибольшей тектонической нарушенности подверглась центральная часть складки. Нарушения сопровождались сильным развитием тектонической трещиноватости. Образовавшиеся зоны тектонических нарушений послужили путями миграции углеводородов при формировании залежей газа.

Процесс формирования залежей газа носил многофазный характер. Основные фазы его связаны с основными фазами тектогенеза. В течение каждой фазы в зависимости от условий происходил процесс аккумуляции углеводородов и их рассеивания.

Первая фаза - предкаменноугольная - характеризуется благоприятными условиями для формирования и сохранения залежей только в первом тектоническом этаже.

Вторая фаза - предверхнепермская - характеризуется частичным переформированием залежей первого этажа. Она образовала, вероятно, и залежи в верхах второго тектонического этажа, которые однако, в результате тектонических и эрозионно-денудационных процессов были полностью уничтожены.

Формирование газовых залежей второго и третьего тектонического этажей произошло в третью фазу, начавшуюся в предтретичное время в результате вертикальной струйной миграции углеводородов из докаменноугольных образований по зонам тектонических нарушений и скопления их под непроницаемым комплексом пород хемогенной толщи нижней перми. Процесс формирования продолжался в течение всего третичного времени. Небольшие локальные скопления газа в среднеангидритовом горизонте и триасе образовались в результате вторичной миграции газа из данной залежи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Архинос Б.Е., Кочан В.Д., Федорович Г.П. О формировании Спиваковского поднятия на северо-западном погружении Донбасса. Газовая промышленность, № 10, 1960.

2. Балуховський М.П. Геологiчна структура i перспективи нафтогазоносностi захiдних i пiвнiчних окраiн Донбасу. Вид. АН УРСР, Киiв, 1959.

3. Воробьев Б.С. Стратиграфические уровни нефтегазонакопления в Днепровско-Донецкой впадине. Сб. «Нефтяная и газовая промышленность», № 2, Киев, 1961.

4. Воробьев Б.С., Вороной Е.Е. Условия формирования Шебелинского газового месторождения. Сб. «Нефтяная и газовая промышленность», № 4, Киев, 1961.

5. Доленко Г.Н., Кiтик В.I. Геологiя нафтовых родовиц Украiни. Вид. АН УРСР, Киiв, 1959.

6. Китык В.И. Типы соляных структур Днепровско-Донецкой впадины. Нефть и газ, № 3, Изв. высш. учебн. завед., Баку, 1959.

7. Клименко В.Я. Структура Днепровско-Донецкой впадины и условия формирования в ней месторождений нефти и газа. Геологическое строение и нефтегазоносность восточных областей Украины. Изд. АН УССР, Киев, 1959.

8. Козлов В.П. О геохимических особенностях отложений верхнего палеозоя Шебелинского района. Новости нефт. техн., серия геология, № 11, 1958.

9. Козлов В.П. Геология и генезис Шебелинского месторождения газа. Гостоптехиздат, 1962.

10. Лондон Э.Б. Перспективы газонефтеносности Днепровско-Донецкой впадины по данным гидрогеологии и геохимии подземных вод. Сб. «Нефтяная и газовая промышленность», № 1, Киев, 1961.

11. Порфирьев В.Б. К вопросу о нефтеносности Днепровско-Донецкой впадины. Материалы по нефтеносности Днепровско-Донецкой впадины. Изд. АН УССР, 1941.

12. Романович И.С. Новые данные о геологическом строении Шебелинского газового месторождения. Геология нефти и газа, 1960, № 3.

13. Романович И.С. Характеристика коллекторов Шебелинского газового месторождения. Сб. «Нефтяная и газовая промышленность», № 4, Киев, 1960.

Шебелинская контора бурения

Рис. 1. Поперечный геологический профиль Шебелинского месторождения.

1 - газ; 2 - контакт газ-вода массивной залежи; з - пассивная вода; 4 - девонская соленосная толща; 5 - тектонические нарушения; 6 - кепрок.

Отложения: Q+Тr - четвертичные + третичные; Сr - меловые; J - юрские; Т - триасовые; Р₂ - верхнепермркие; P₁s - ангидрито-соленосная свита нижней перми; P₁s (b) - верхнеангидритовый горизонт; P₁s (c₁) - верхнесолевой горизонт; P₁s (С₂) - среднеангидритовый горизонт; P₁s (с₃) - нижнесолевой горизонт; P₁s (d) - нижнеангидритовый горизонт; P₁gr - свита медистых песчаников нижней перми; С₃³- араукаритовая свита верхнего карбона; С₃² - авиловская свита верхнего карбона; С₃¹ - исаевская свита верхнего карбона; С₂⁷ -C₂⁵ московский ярус среднего карбона; С₂⁴-C₂¹ - башкирский ярус среднего карбона; С₁⁵ - C₁¹ - нижний карбон; D - девон.

Рис. 2. Основные этапы формирования структурной ловушки в свите медистых песчаников Шебелинского месторождения.

а - к настоящему времени, б - к началу третичного периода; в - к началу юрского периода; г - к началу триаса; д - к началу верхней перми; е - после отложения ангидрито-соленосной свиты. 1 - основная газоносная толща (свита медистых песчаников); 2-тектонические нарушения.

Рис. 3. Карта начальных абсолютных свободных дебитов нижнеангидритового горизонта. (Составил И.С. Романович, 1957 г.)

1 - линии равных абсолютных свободных дебитов; 2 - линия нулевого дебита (контур газоносности); 3-тектонические нарушения.