В ДДВ установлена газоносность глубокозалегающей терригенно-карбонатной толщи турнейского возраста, продуктивной на Качановской, Богатойской, Перещепинской и других площадях. Наиболее важным результатом работ является открытие крупной залежи газа в турнейских отложениях на Яблуновской площади. Здесь выявлен новый, самостоятельный этаж нефтегазоносности. На остальных месторождениях залежи УВ в турнейских породах мелкие.

Яблуновская площадь расположена в центральной части ДДВ на юго-западном борту Ждановской депрессии. Здесь подошва каменноугольных пород находится на глубине 5000-6000 м.

Сейсморазведкой выявлены общие контуры структуры, в присводовой части которой в 1975 г. заложена параметрическая скв. 1. Впоследствии строение поднятия было детализировано. На структурных планах по отражающим горизонтам Vв(C₁v₂) и Vв₄ (C₁t) поднятие фиксируется в виде замкнутой складки, а по верхнепермским и мезозойским отложениям представляет собой структурную террасу. Брахиантиклиналь (10x6 км) северо-западного простирания с амплитудой 650 м и углами наклона крыльев 10-15° нарушена сбросами амплитудой 100-350 м. В осевой части она разорвана сбросом амплитудой 300- 350 м на опущенный северный и приподнятый южный блоки ( рис. 1 ). Скважинами вскрыт полный разрез фанерозоя от девона и выше.

В присводовой части структуры скв. 1 на глубине 5032 м обнаружена девонская соль, которая перекрыта 30-метровой толщей надсолевой брекчии. В разрезе установлено крупное предверхнепермское несогласие в своде структуры верхнекаменноугольные отложения частично размыты и перекрываются верхнепермскими, а на периферии пройден полный разрез каменноугольных пород и нижняя часть хемогенной толщи нижней перми. Таким образом, Яблуновская складка - криптодиапировая структура, прекратившая свое развитие в предверхнепермское время.

Залежи УВ приурочены к коллекторам турнейского, визейского, намюрского и башкирского ярусов карбона.

Разрез турнейского яруса внизу сложен терригенной толщей мощностью 300 м (зона C₁t_a) и перекрывающими ее плотными известняками и глинами мощностью 100 м (зоны C₁t_b-d). Диапазон газоносности охватывает почти всю нижнюю терригенную часть разреза, газосодержащие песчаники, алевролиты, реже гравелиты. В составе толщи преобладают песчаники серые, кварцевые, от мелко- до грубозернистых и гравелитистых, сцементированные глинистым или карбонатным материалом. Пористость коллекторов, по промыслово-геофизическим данным, колеблется от 10,5 до 13,5%, а по лабораторным исследованиям керна - от 4 до 20 %, проницаемость равна 0,0001- 0,318 мкм². Притоки газа получены в скв 1-3, 6, 12. Дебиты в отдельных интервалах разреза составляют от 776 до 1398 тыс м³/сут. Пластовое давление достигает 55,8 Мпа на глубине 5050 м. Содержание конденсата в газе составляет 105- 120 см³/м³. Тектоническое строение площади обусловило образование двух самостоятельных залежей со своими газоводяными контактами. В южном блоке ГВК находится на абсолютной отметке -4885 м, в северном -4970 м; высота залежи в южном блоке равна 450 м, в северном 220 м ( рис. 2 ). Залежь южного крыла экранирована в зоне сброса непроницаемыми глинисто-карбонатными пачками визейского яруса, а северного блока - девонской солью. Покрышками залежей служит непроницаемая глинисто-карбонатная нижневизейская толща совместно с пачкой турнейских плотных известняков и глин зоны C₁t_b-d. Преимущественно песчаный состав терригенной толщи, гипсометрическое положение газоводяного контакта указывают на массивно-пластовый тип залежей.

В сводовой части Яблуновского поднятия продуктивны также верхневизейские горизонты В-16, В-17 и др., серпуховский горизонт Н-5 и башкирские горизонты Б-8, Б-9, Б-10, Б-11. В отличие от турнейских залежи в них сводовые, пластовые и разобщены непроницаемыми перемычками. В зоне сброса они контактируют с глинистыми породами серпуховского и намюрского ярусов. По площади и объему эти залежи значительно меньше турнейских.

В отложениях московского яруса песчаники горизонтов К-12, К-13 и К-14 насыщены вязкой окисленной нефтью. При их опробовании в процессе бурения скв. 12 получены слабые притоки пластовых вод с высоковязкой нефтью (горизонт К-14).

Крупнее всего турнейские залежи. Коэффициент заполнения ловушки в турнейских песчаниках равен 0,6, а по пластовым залежам визейского, серпуховского и башкирского ярусов 0,2-0,35. Запасы УВ турнейского яруса составляют более 60 % суммарных запасов месторождения. Это показывает, что в ДДВ наибольшие плотности запасов УВ приурочены к залежам массивно-пластового типа, поэтому, несмотря на большие глубины залегания продуктивных горизонтов (более 5000 м), высокая концентрация в них запасов и применение новых усовершенствованных методов ведения поисково-разведочных работ позволяют достигнуть высокой экономической эффективности при подготовке запасов газа.

Учитывая морфологические типы природных резервуаров выявленных залежей (массивно-пластовые в турнейском ярусе и пластовые, сводовые, тектонически экранированные в вышезалегающих комплексах), а также большое расстояние между турнейской и вышележащими визейско-башкирскими толщами, исчисляющееся сотнями метров, выбраны различные методические подходы к их разведке.

При бурении глубоких скважин учтено, что разведка наиболее эффективна в том случае, когда на первом этапе на основании научного прогноза типов ловушек и приуроченных к ним резервуаров дается объективная предварительная геолого-экономическая оценка всего открытого месторождения. При изучении турнейской массивно-пластовой залежи после бурения скв. 1 последующие располагались с учетом коэффициента заполнения ловушки данного типа (0,7-0,6), характерного для этой зоны региона. Скв. 2, 3, 6 закладывались таким образом, чтобы охватить максимальную площадь газоносности и не выйти за контур залежи. Оконтуривание массивно-пластовых залежей вели внутриконтурными скважинами. Большую помощь при выборе их местоположения оказала детализационная сейсморазведка, выполненная после бурения первой скважины.

Итак, поисковый этап изучения турнейской залежи завершился установлением ее масштабов. Это позволило использовать более совершенные методические приемы на этапе разведки (Головацкий И.Н. Пути совершенствования методики поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в Днепровско-Донецкой впадине - В кн.: Закономерности размещения и методика поисков и разведки залежей нефти и газа в глубокозалегающих нефтегазоносных регионах Украины. Львов, 1979, с. 47-53.). Проектные скважины 4; 5; 7-9 будут буриться только в предполагаемых зонах максимальной концентрации запасов и на участках расширяющейся площади газоносности. Поисково-разведочные работы планируется завершить бурением 9 скважин вместо 13-14, согласно классической методике.

Изучение визейских и башкирских залежей ведется раздельно-совмещенным способом с нижележащим турнейским этажом разведки. При выборе методики разведки залежей в верхневизейском, намюрском и башкирском ярусах предполагается, что основные черты их строения и продуктивность будут установлены скважинами, бурящимися на турнейский комплекс; более низкие значения коэффициентов заполнения ловушек позволят оконтурить эти залежи также турнейскими скважинами. Учитывая многопластовый характер верхнего этажа, специальные скважины бурятся только для изучения его нефтегазоносности в зонах максимальной концентрации запасов с целью детализации параметров залежей и стационарных исследований продуктивных горизонтов.

Таким образом, при разведке многопластового месторождения самостоятельной сеткой скважин потребовалось бы 10-12 скважин. При совмещенном варианте разведки проектируется не более 4-5 скважин. При этом срок разведки сократится в 3 раза благодаря уменьшению числа скважин и взаимозависимости в последовательности их заложения.

Открытие Яблуновского месторождения, получение прямых признаков нефтегазоносности на соседних площадях дают возможность высоко оценить перспективы нижнекаменноугольных отложений обширной зоны предполагаемого развития погребенных поднятий в пределах Ждановского, Лохвицкого и Малобудищанского прогибов (Березово-Лукский погребенный вал от Клюшниковского до Семиреньковского поднятий, Лысовская, Перевозовская структуры и др.), а также предполагаемой зоны выклинивания отложений турне на северном склоне Радченковско-Малосорочин-ской моноклинали и вокруг крупных криптодиапировых и диапировых структур ДДВ. Это область резкого увеличения градиента мощности турнейско-нижневизейских образований, которые здесь можно выделить в самостоятельный объект разведки.

С другой стороны, применяемая на Яблуновском месторождении методика работ с учетом особенностей его геологического строения доказывает возможность экономически эффективно вести поиски и разведку залежей газа в ДДВ и на больших глубинах.

Рис. 1. Структурная карта по кровле продуктивной толщи турнейской залежи Яблуновского месторождения.

1 - изогипсы по кровле продуктивной толщи, м; 2 - сбросы, 3 - пробуренные скважины; 4 -контур газоносности

Рис. 2. Разрез продуктивной толщи Яблуновского месторождения

1 - залежи газа; 2 - водонасыщенные пласты; 3 - соленосные образования