|
УДК 553.98.061.15(477.5) |
Некоторые закономерности формирования и размещения скоплений УВ в Днепровско-Донецкой газонефтеносной области
П. Ф. ШПАК (ИГН АН УССР)
Наращивание разведанных запасов нефти и газа, увеличение темпов их добычи и повышение эффективности поисков и разведки связано главным образом с открытием значительных скоплений УВ. Об этом свидетельствуют периоды максимального роста добычи и повышения эффективности работ, связанные с выявлением Шебелинского, Гнединцевского, Леляковского, Ефремовского и Западно-Крестищенского месторождений на Украине.
Поэтому выяснение условий формирования и установление закономерностей размещения нефтяных и газовых залежей, в первую очередь значительных по запасам, имеет большое теоретическое и народнохозяйственное значение.
Несмотря на относительно высокую изученность области, формирование и распространение в ее пределах нефтяных и газовых месторождений многими авторами объясняется по-разному, в зависимости от решения вопроса о генезисе УВ. Это наиболее правильный путь, так как оценку критериев формирования скоплений УВ без учета их происхождения (органического или неорганического) производить практически невозможно.
Н.С. Шатский (1937 г.) перспективными считал солянокупольные структуры, где формирование залежей нефти и газа происходило в результате латеральной миграции УВ из синклинальных прогибов. Образование залежей нефти и газа в прибортовых зонах впадины В.Я. Клименко (1957 г.) объясняет региональной внутриформационной миграцией УВ из наиболее погруженной, менее перспективной, по его мнению, приосевой зоны впадины.
Рассматривая причины, определившие характер размещения месторождений во впадине, Г.Н. Доленко (1968 г.) наиболее перспективные ее районы связывает с переходными участками между древними поперечными поднятиями и депрессиями, а основными каналами поступления УВ в осадочный чехол считает поперечные разломы. В.И. Созанский (1964г.), В. Д. Харитонов и Ю. В. Тимошин (1979 г.) приурочивают месторождения нефти и газа к глубинным разломам, особенно к узлам пересечения широтных и северо-западных дислокаций.
Днепровско-Донецкая газонефтеносная область (см. рисунок) охватывает территорию ДДВ, которая располагается между Украинским щитом и Воронежской антеклизой. Она выполнена породами девона, карбона, перми, мезозоя и кайнозоя. Распространение терригенных, эффузивных, пирокластических образований и эвапоритов среднего - верхнего девона контролируется системой глубинных разломов, ограничивающих грабен, который в этот период начал формироваться по типу авлакогена. В процессе его развития уже в карбоне в погружение вовлекались и прилегающие части Украинского щита и Воронежской антеклизы.
Мощность осадков увеличивается от бортов впадины к ее осевой части и с северо-запада на юго-восток, она изменяется от 1,5-2 км в районе Брагинского выступа до 14-16 км у Складчатого Донбасса. Такой рост мощностей объясняется ступенчатым строением кристаллического фундамента, обусловленным продольными и поперечными нарушениями. В фундаменте грабена развиты различных размеров впадины и выступы, осложненные нарушениями. Днепровский грабен может рассматриваться как структура, сравнимая по генезису с рифтом Красного моря, сформировавшимся в результате раздвига Аравийской и Африканской плит (Дж. Фишер, 1978 г.; Л. П. Зоненшайн, А. С. Монин и О. Г. Сорохтин, 1981 г.).
Отличие состоит в том, что возникновение рифта Красного моря в ходе растяжения континентальной литосферы сопровождалось раздвигом морского дна и появлением в его осевой части земной коры океанического типа. В Днепровском же грабене рифтообразование, которое началось, по-видимому, в рифее, завершилось лишь утонением континентальной коры, как это произошло, например, в Рейнском грабене. Тектоническое утонение литосферы во впадине вызвало множество разломов, с которыми связана интенсивная вулканическая деятельность в девоне.
По распространению стратиграфических комплексов пород, их мощности, характеру и степени дислоцированности, строению кристаллического фундамента во впадине выделяются южная и северная бортовые и прибортовые зоны и приосевая зона. Северная прибортовая зона отличается от южной большей полнотой разреза и меньшей степенью дислоцированности отложений. Прибортовые зоны впадины, граничащие с бортами по системе краевых разломов, отделены от приосевой зоны продольными грядами выступов фундамента. Между северной и южной прибортовыми зонами выделяется цепь обширных депрессий приосевой зоны (Сребненская, Ждановская, Лютенская, Солоховская, Чутовская, Распашновская). Это наиболее погруженная часть региона с широким развитием эвапоритовых толщ позднедевонского и раннепермского возраста.
По данным В. К. Гавриша (1982 г.) уже с позднего девона (воронежско-евлановский период) вследствие коробления слоев на конседиментационной и инверсионной стадиях развития грабена и подвижек блоков фундамента происходило формирование слабовыраженных локальных структур. Смещение блоков фундамента и проникновение вдоль разрывов соляных диапиров обусловили начало образования в раннекаменноугольное время вилообразных поднятий и, в зонах пересечения разрывов, соляных штоков. Основное же развитие и рост образовавшихся структур и формирование новых произошли постседиментационно в предпозднепермский и предпалеогеновый периоды восходящих тектонических движений.
Сложное блоковое строение докембрийского фундамента в сочетании с галокинезом привело к возникновению в грабене весьма разнообразных по морфологии и размерам складок. Геологическими и геофизическими работами здесь выявлено более 400 структур, которые в той или иной степени осложнены разрывными нарушениями.
Промышленная нефтегазоносность Днепровско-Донецкой газонефтеносной области установлена в широком стратиграфическом диапазоне (девонские, каменноугольные, пермские, триасовые и юрские отложения) и прослежена в интервале глубин от 400 до 5700 м. Разведанные запасы сосредоточены в основном на глубинах более 3000 м, а на восьми месторождениях выявлены залежи газа глубже 5 тыс. м. С учетом положения в разрезе горизонтов флюидоупоров во впадине выделяются следующие продуктивные комплексы пород: мезозойско-верхнепермский, нижнепермско-верхнекаменноугольный, среднекаменноугольный, нижнекаменноугольный (серпуховско-верхневизейский и нижневизейско-турнейский подкомплексы) и девонский.
Основные разведанные запасы нефти, конденсата и газа связаны с нижнепермско-верхнекаменноугольным нефтегазоносным комплексом, который отличается хорошими резервуарами, крупными структурными формами, генетически связанными с галокинезом. Продуктивные горизонты представлены песчаниками, алевролитами и доломитами с пористостью от 5 до 30 % и более и проницаемостью до 3,4 мкм2. Залежи многопластовые, массивные, обычно с единым нефтегазоводяным контактом и часто с большими этажами газоносности (Шебелинское, Западно-Крестищенское, Ефремовское, Гнединцевское, Глинско-Розбышевское месторождения).
Нижнекаменноугольный нефтегазовый комплекс содержит большую часть прогнозных ресурсов УВ. Открытие в последние годы промышленных скоплений УВ в серпуховских отложениях Опошнянского, Матвеевского, Котелевского, Березовского и Абазовского месторождений, а также в нижневизейско-турнейских Руденковского, Богатойского, Тимофеевского, Яблуновского и Кошевойского позволяют высоко оценивать перспективы нижнекаменноугольного комплекса. Резервуарами здесь являются как гранулярные, так и карбонатные коллекторы. Пористость продуктивных горизонтов в отдельных случаях достигает 20-30 %, проницаемость более 0,3 мкм2.
В пределах Котелевско-Березовского вала на глубине 4500-5000 м выявлены многопластовые газоконденсатные залежи, приуроченные к кварцевым песчаникам с пористостью 6-17 % и проницаемостью 0,4-0,5 мкм2. Залежи в основном пластовые и реже массивно-пластовые.
Девонский нефтегазоносный комплекс также имеет высокую прогнозную оценку. Промышленные притоки газа из девона получены на Глинской, Руденковской, Горобцевской площадях и нефти - на Бугреватовской и Козиевской. Коллекторами являются песчаники и алевролиты фаменского яруса с пористостью до 15-18 % и проницаемостью более 0,2 мкм2. Отсутствие достоверных структурных построений по надсолевым и межсолевым отложениям и значительная фациальная изменчивость отложений создают определенные трудности при оценке перспектив нефтегазоносности девона в отдельных районах впадины. К наиболее перспективным следует отнести среднюю часть впадины (Лохвица - Полтава), где имеются необходимые условия для нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Небольшие по запасам пластовые залежи приурочены к среднекаменноугольному, а мелкие - к мезозойско-верхнепермскому нефтегазоносным комплексам. Возможности наращивания запасов нефти и газа в этих комплексах ограниченны.
Проведенный анализ современных данных о гипсометрии фундамента и размещения месторождений впадины указывает на связь значительных скоплений УВ с депрессиями и их склонами [14], на отсутствие четкой поперечной зональности и приуроченности месторождений к промежуточным участкам (между депрессиями и поднятиями) или к глубинным разломам.
Крупные депрессии приосевой впадины и их склоны отличаются развитием максимальных мощностей осадочного покрова, благоприятным литолого-фациальным составом пород, меньшей тектонической активностью и контрастностью движений, широким распространением слабопроницаемых толщ (покрышек) и нефтегазогенерирующих комплексов.
В моменты складкообразования на мощные осадочные толщи приосевой зоны воздействовали преимущественно вертикальные тектонические движения, что привело к возникновению наиболее крупных локальных структур региона [15]. В прибортовых зонах, где мощность отложений менее значительна и в периоды инверсий геотектонического режима одновременно с вертикальными проявились горизонтальные напряжения, формировались более мелкие складки.
Интенсивный галокинез существенно усложнил морфологию складок, а также более резко подчеркнул строение отдельных элементов крупных поднятий приосевой зоны. Средние размеры локальных структур приосевой зоны превышают 40 км2, что почти в 2 раза больше структур южной и северной прибортовых зон.
Проведенными поисковыми работами подтверждены высокие перспективы нефтегазоносности зон опущенных блоков докембрийского кристаллического фундамента приосевой зоны грабена. Значительные по размерам инверсионного происхождения Яблуновско-Семереньковский, Солоховско-Матвеевский, Чутово-Ефремовский и Ланновско-Беляевский валы и связанные с ними месторождения располагаются в пределах наиболее погруженной части фундамента. Из общего числа выявленных во впадине месторождений более 60 % приурочены к депрессионным участкам и их склонам. Шебелинское, Западно-Крестищенское и Ефремовское газовые месторождения расположены в наиболее глубокой Распашновской депрессии, Опошнянское, Глинско-Розбышевское и Яблуновское - соответственно в Солоховской, на склоне Лютенской и в Ждановской депрессиях.
Значительные скопления УВ связаны в основном со сравнительно молодыми структурами (не древнее предпермского возраста) [13], площадь которых в 1,5 раза и более выше средней, и располагаются под региональными или субрегиональными нефтегазоупорами.
В разрезе палеозойских отложений впадины выделяется несколько малопроницаемых толщ пород, характеризующихся постоянством экранирующих свойств на значительной территории [14]. Первая из них представлена красноцветными глинистыми отложениями верхней перми (пересажская свита) и галогенно-сульфатными - нижней перми (краматорская, славянская свиты). В различных частях впадины они взаимно замещают друг друга, образуя единый пермский региональный нефтегазоупор, который контролирует скопления УС массивнопластового типа нижнепермско-верхнекаменноугольного нефтегазоносного комплекса (Шебелинское, Западно-Крестищенское месторождения), связанные с мощной толщей терригенных пород.
Вторая экранирующая толща палеозоя находится в верхней части нижнекаменноугольных отложений и представлена глинисто-карбонатными породами. Роль нефтегазоупора здесь также выполняют небольшой мощности с хорошими экранирующими свойствами глинисто-аргиллитовые пачки, разделяющие продуктивные горизонты. Каждая глинистая пачка экранирует несколько продуктивных горизонтов (Котелевское, Березовское месторождения).
Третья экранирующая глинисто-доломитовая толща выделяется в турнейских отложениях средней части впадины. Ее экранирующие свойства усиливаются нижневизейскими глинистой и карбонатной пачками пород (Яблуновское месторождение).
Наличие большой мощности проницаемых терригенных отложений в сочетании с региональной покрышкой, состоящей из трех толщ, создает благоприятные условия для образования в нижневизейско-турнейском комплексе приосевой зоны средней части впадины залежей пластового и массивно-пластового типов [4].
В девонском нефтегазоносном комплексе в качестве основных экранов следует рассматривать верхнефранскую и фаменскую соленосные толщи.
Мощные промышленные притоки газа свидетельствуют о наличии на глубинах более 5000 м коллекторов с удовлетворительными фильтрационными свойствами. В этих условиях открыты Яблуновское, Котелевское, Березовское, Степовое, Камышнянское, Луценковское газоконденсатные и Карайкозовское и Харьковцевское нефтегазовые месторождения.
На Яблуновском месторождении в турнейских отложениях вскрыты продуктивные песчаные горизонты с пористостью 11-14 (скв. 2, глубина 5006-5061 м) и 10-17 % (скв. 3, 4959-5002). Проницаемость достигает 0,3 мкм2, а притоки газа- 1400 тыс. м3/сут. Притоки газа 600 тыс. м3/сут получены из скв. 15 Котелевского месторождения (5390-5443 м, верхнее визе) и 34 Степового (5070-5080 м, серпуховской ярус). В каменноугольных отложениях до глубин 5200 м преобладают гранулярные коллекторы, ниже развиты преимущественно смешанные трещинно-гранулярные, глубже 8000 м прогнозируются трещинные [3].
В Днепровско-Донецкой газонефтеносной области наблюдаются закономерная площадная дифференциация и вертикальная зональность в распределении УВ по фазовому состоянию. В северно-западной части приосевой и прибортовых зон распространены залежи нефти и газа, на юго-востоке выявлены в основном газоконденсатные, а ближе к Складчатому Донбассу газовые месторождения. В этом направлении в газе увеличивается содержание метана до 94-95 % и в газоконденсатных системах снижается количество жидкой фазы, которое колеблется от 1360 (Талалаевское месторождение) до 14 см3/м3 (Шебелинское). Максимальное содержание конденсата установлено вблизи границы распространения нефтяных скоплений. С ростом глубины чаще встречаются залежи газоконденсата и газа. Глубже 4000 м нефтяные залежи постепенно сменяются газоконденсатными, а на глубинах более 4500 м скопления нефти носят эпизодический характер (Анастасьевское, Перекоповское, Андреяшевское, Харьковцевское и Карайкозовское месторождения). Высказывались самые различные предположения о природе площадного и вертикального распределения скоплений нефти и газа во впадине (Н.Ф. Балуховский, В.А. Витенко, Б.С. Воробьев, С.П. Максимов, Р.М. Новосилецкий, В.Ф. Раабен).
Указанную зональность можно объяснить только с позиций органической теории происхождения нефти и газа.
Процессы нефтегазообразования происходили, по-видимому, почти на всей территории впадины, но наиболее интенсивные и масштабные -в приосевой зоне, которая характеризуется широким распространением и большими мощностями нефтегазопродуцирующих отложений среднего карбона, нижнего карбона и девона и соответствующими термобарическими условиями.
Погружение с северо-запада на юго-восток кристаллического фундамента, рост скоростей накопления осадков, мощностей отложений и расширение грабена обусловили значительное увеличение удельных объемов осадочного выполнения и нефтегазообразования в средней (Лохвица - Полтава) и юго-восточной (восточнее Полтавы) частях впадины.
Самая высокая скорость конседиментационного погружения (100-180 м/млн. лет) отмечается в девоне [7]. В карбоне она составляла 50 м/млн. лет на северо-западе и более 100 м/млн. лет на юго-востоке. Следовательно, условия захоронения обогащенных ОВ отложений во впадине были благоприятными. Лишь северо-западнее линии Прилуки - Ичня скорость погружения карбона была меньше минимальной критической величины 25 м/млн. лет, ниже которой, в соответствии с проведенными С.П. Максимовым и И.И. Нестеровым исследованиями по выявлению взаимосвязи нефтегазообразования со скоростью седиментации продуктивных толщ [9], нефтяные залежи отсутствуют.
Результаты поисковых работ указывают на низкие перспективы нефтегазоносности в этой части региона.
В юго-восточном направлении почти в 2 раза увеличиваются мощности нижне- и среднекаменноугольного нефтегазогенерирующих комплексов отложений.
Хотя средняя мощность девонских образований заметно не возрастает, генерационный потенциал их значительно повышается в результате сокращения в разрезе эффузивных образований и преобладания ОВ сапропелевого типа (содержание гумусовых компонентов 10- 15%) [5].
В турнейско-нижневизейской толще превалирует сапропелевый тип ОВ, в верхневизейско-серпуховской - преимущественно гумусовый, а среднекарбоновой - гумусовый [2, 12]. В нижнекаменноугольных отложениях юго-восточной части впадины наблюдается увеличение гумусового ОВ [1].
Девонские отложения содержат ОВ от 0,5 до 1,5 %, а каменноугольные - от 1,5 до 2,5 % (Р.М. Новосилецкий, Е.Ф. Шевченко, 1981 г.). Установлено, что катагенетические преобразования пород, ОВ и УВ повышаются в сторону Донбасса [6].
Так, в районе Чернигов - Ичня весь комплекс каменноугольных отложений приосевой зоны впадины находится на стадии среднего катагенеза (Д-Г), а девонские – среднего (Д-Г) и позднего катагенеза (Ж-Т1). Район Ичня - Чутово характеризуется развитием среднего катагенеза (Д-Г) в верхне- и среднекаменноугольных, позднего (Ж-T1) в нижнекаменноугольных, позднего катагенеза (Ж-Т1) и апокатагенеза (Т2-ПА) в девонских отложениях.
На участке Чутово - Славянск верхнекаменноугольные отложения расположены в зоне среднего катагенеза (Д-Г), среднекаменноугольные осадки - в зоне позднего (Ж-T1) и нижнекаменноугольные - в зоне апокатагенеза (Т2-ПА).
В сводном разрезе газонефтеносной области каменноугольные отложения на глубинах 1600-4500 м находятся на стадии среднего катагенеза (Д-Г), в интервале глубин 4000-6500 м - на стадии позднего (Ж-Т), а глубже 6500 м - на стадии апокатагенеза (Т2-ПА).
Нефтегазоносные комплексы связаны с термобарическими условиями, соответствующими ГФН [Н.Б. Вассоевич, 1967 г.) или ГЗГ [А.М. Акрамходжаев, 1973 г., С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, Л. Н. Капченко, 1973 г.].
С учетом палеотемператур, которые превышают современные в палеозойских отложениях на 30-50 °С [8], зона ГФН (60-150 °С) во впадине определяется глубинами 1600- 5000 м.
По степени метаморфизма ОВ девонский нефтегазогенерирующий комплекс в современном структурном плане располагается в ГЗГ (за исключением северо-западной части), нижнекаменноугольный- в зоне ГФН (Чернигов - Ичня), ГФН и ГЗГ (средняя часть) и ГЗГ (юго-восточная часть), среднекаменноугольный- в зоне ГФН и ГЗГ (восточнее Полтавы).
Таким образом, тип ОВ в нефтематеринских породах и степень катагенеза ОВ и УВ в основном определили наблюдаемое размещение скоплений УВ по фазовому состоянию.
Отклонением от указанной закономерной связи является приуроченность нефтяных и газовых месторождений (Гнединцевское, Ефремовское, Шебелинское и др.) к нижнепермско-верхнекаменноугольному продуктивному комплексу, имеющему крайне низкий генерационный потенциал (по данным Е. Ф. Шевченко, содержание гумусового типа ОВ 0,2-0,8%).
В коллекторах широко распространенных на юго-востоке газоконденсатных месторождений этого комплекса остаточная нефтенасыщенность достигает 12-36 %, а на Новоукраинском и Западно-Медведовском месторождениях выявлены нефтяные оторочки [11). Очевидно, образование скоплений УВ комплекса произошло за счет вертикальной и латеральной миграции их из нижележащих нефтегазогенерирующих толщ, а высокая нефтенасыщенность коллекторов газоконденсатных месторождений свидетельствует о существовании ранее здесь нефтяных палеозалежей.
Анализ мощностей девонских (?) и каменноугольных отложений в районе Распашновской депрессии и времени прохождения ими ГФН и ГЗГ в процессе погружения фундамента дает основание предполагать формирование нефтяных и газоконденсатных залежей в породах верхнего карбона и нижней перми следующим образом.
Девонская нефтематеринская толща пород, содержащая ОВ сапропелевого типа, в позднефранское время начала входить и в раннем визе была полностью погружена в зону ГФН.
С этого момента до позднебаширского времени продолжалось погружение девонской толщи в ГЗГ. Нижневизейско-турнейская толща с преимущественно сапропелевым типом ОВ полностью вошла в ГФН в позднем визе и выходила из нее с позднебашкирского до позднекаменноугольного времени.
Девонская толща генерировала жидкие УВ с позднефранского до ранневизейского времени, а жидкие и газообразные до позднебашкирского. Нижневизейско-турнейские отложения в период позднего визе - позднего башкира продуцировали жидкие УВ, а затем до позднего карбона - жидкие и газообразные. С позднебашкирского и позднекаменноугольного времени соответственно девонская и турнейско-нижневизейская толщи генерировали преимущественно газообразные УВ.
Образование нефтяных палеозалежей в нижнепермско-верхнекаменноугольном комплексе произошло вследствие переформирования скоплений жидких УВ преимущественно нижнего карбона. В предпозднепермское и более позднее время путем ретроградного взаимодействия нефти и больших объемов выделившегося из пластовых вод газа нефтяные палеозалежи были растворены и преобразованы в газоконденсатные. По-видимому, часть жидких УВ оттеснялась и аккумулировалась ловушками прибортовых зон. Дополнительным источником газа явились деструкция ранее образовавшихся жидких УВ в зонах глубокого погружения [10] и генерация газообразных УВ верхневизейско-серпуховской и среднекаменноугольной нефтематеринскими толщами.
В северо-западном направлении с уменьшением мощностей генерирующих комплексов, объемов удельного выполнения и степени катагенеза пород и ОВ соответственно снижались масштабы газообразования, что обусловило формирование нефтяных залежей и более высокую концентрацию жидкой фазы газоконденсатных месторождений.
Высокая продуктивность нижнепермско-верхнекаменноугольных отложений зоны впадины также во многом обусловлена существованием здесь лучших условий сохранения мигрировавших из нижележащих комплексов УВ (широкое развитие региональной пермской покрышки).
Газоконденсатные и газовые месторождения Днепровско-Донецкой газонефтеносной области, как и других нефтегазоносных провинций (Тимано-Печорская, Западно-Сибирская, а в США Западный Внутренний и Пермский бассейны), тяготеют к районам глубокого погружения фундамента и развития больших мощностей осадочных образований.
Выявленные закономерности промышленной нефтегазоносности зоны максимального прогибания ДДВ открывают новые возможности обнаружения месторождений.
При определении направлений геолого-геофизических работ на ближайшие годы и перспективу следует исходить в первую очередь из необходимости изучения и оценки глубокопогруженных отложений нижнего карбона обширных депрессий приосевой зоны и их склонов, малоизученных участков северной прибортовой зоны и девонских отложений в пределах средней части впадины. Почти все перечисленные объекты находятся глубже 4000-4500 м, а поэтому результативность работы на них во многом будет зависеть от ускорения и улучшения качества подготовки структур геофизическими методами и роста скоростей глубокого бурения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Галактионова Н. М., Проскурякова Е. Б. Геохимические особенности органического вещества нижнекаменноугольных отложений юго- восточной части Днепровско-Донецкой впадины.- Геология нефти и газа, 1973, № 11, с. 30-36.
2. Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества нефтегазоматеринских пород палеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины / К. Ф. Родионова, В. В. Ильинская, П. С. Хохлов и др. - Труды ВНИГНИ, 1971, вып. 98, с. 169-183.
3. Закономерности изменения гранулярных коллекторов и их нефтегазоносности в Днепровско-Донецкой впадине до глубины 7 км (центральная и юго-восточная части) / Г. Н. Доленко, А. Е. Киселев, В. А. Кривошея и др. Геол. журн., 1982, № 5, с. 10-19.
4. Закономерности размещения, перспективы и направления поисков крупных и средних нефтяных и газовых месторождений в Днепровско-Донецкой впадине / П. Ф. Шпак, Ю. А. Арсирий, А. А. Билык и др. - Геол. журн., 1982, № 1, с. 1-12.
5. Иванец Н. И., Шевченко Е. Ф., Боярская Э. В. О диагностике нефтепроизводящих отложений Днепровско-Донецкой впадины. - Геология нефти и газа, 1973, № 10, с. 52-58.
6. Игнатченко Н. А., Зайцева Л. Б., Иванова А. В. Петрология углей карбона Днепровско-Донецкой впадины. Киев, Наука, 1979.
7. Кабышев Б. П. Скорость конседиментационных и постседиментационных тектонических процессов в ДДВ и Донецком бассейне. - Геотектоника, 1972, №4, с. 59-68.
8. К проблеме поисков нефти и газа на больших глубинах / В. Ф. Раабен, Н. А. Калинин, Л. В. Галимова и др. - В кн.: Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа. Киев, 1975, с. 143- 147.
9. Максимов С. П., Добрида Э. Д. Размещение и формирование скоплений нефти в северных областях Волго-Уральской провинции.- Геология нефти и газа, 1982, №8, с. 20-26.
10. Максимов С. П., Лоджевская М. И. Состояние изученности условий формирования газоконденсатных месторождений в СССР и за рубежом. - В кн.: Особенности формирования газоконденсатных месторождений. М., 1980, с. 3-34.
11. Новоселецкий Р. М., Витенко В. А., Полутранко А. Ю. Особенности распространения и условия формирования газоконденсатных залежей Украины. - В кн.: Особенности формирования газоконденсатных месторождений. М., 1980, с. 3-34.
12. Родионова К.Ф., Максимов С.П. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя. М., Недра, 1981.
13. Формирование и размещение залежей нефти и газа Днепровско-Донецкой впадины / В. А. Витенко, А. С. Витрик, В. Г. Демьянчук и др. Киев, Техника, 1971.
14. Шпак П. Ф. О закономерностях размещения залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области. - Геол. журн., 1971, № 4, с. 3-7.
15. Шпак П. Ф., Чекунов А. В., Гутерман В. Г. Генезис погребенных поднятий центральной части Днепровско-Донецкой впадины и перспективы их нефтегазоносности (на примере Яблуновской структуры). - Геол. журн., 1981, № 4, с. 123-126.
Поступила 26/1 1983 г.
Рисунок Обзорная карта размещения месторождений нефти и газа в Днепровско-Донецкой нефтегазоносной области.
Границы: а - Днепровско-Донецкой газонефтеносной области, б - тектонических зон грабена; региональные разломы: в - достоверные, г - предполагаемые; месторождения УВ: д - нефтяные, е - газовые, ж - нефтегазовые; з - валы: 1 - Глинско-Розбышевский, 2 - Яблуновско-Семереньковский, 3 - Солоховско-Матвеевский, 4 - Котелевско-Березовский, 5 - Чутово-Ефремовский, 6 - Ланновско-Беляевский. А - северный борт ДДВ, Б - южный борт ДДВ, В-грабен (B1 - северная прибортовая зона, В2 - центральная приосевая зона, В3 - южная прибортовая зона)