Нефть и газ в докембрии Днепровско-Донецкого авлакогена

НЕФТЬ И ГАЗ В ДОКЕМБРИИ ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКОГО АВЛАКОГЕНА

И.И.Чебаненко, В.А.Краюшкин, В.П.Клочко

На Украине в 2000 г. состоялось открытие нового месторождения нефти — Гашиновского (на северном борту Днепровско-Донец-кого авлакогена) (рис. 1, 2), явившееся результатом многолетних теоретических исследований. Значение этого открытия заключается и в том, что докембрийский кристаллический фундамент можно рассматривать как самостоятельный региональный поисковый объект.

Из докембрийских пород кристаллического фундамента на Украине первый фонтан нефти и газа был получен в 1985 г. [4] при отрицательных характеристиках осадочного чехла в скв. 1 Хухринская. Открытие Хухринского месторождения УВ послужило толчком к началу изучения бурением перспектив промышленной нефтегазоносности кристаллического фундамента на Украине, который ранее считался бесперспективным, и в первую очередь на северном борту Днепров-ско-Донецкого авлакогена.

В 1987 г. в первой поисковой скв. 2 Юлиевская были испытаны интервалы 3636-3735 и 3735-3800 м при поверхности кристаллического фундамента на глубине 3464 м. На 7-мм штуцере получены 77 тыс. м3/сут газа и 13,5 м3/сут конденсата. Таким образом, был испытан объект на 172-336 м ниже поверхности кристаллического фундамента и на 150 м ниже подошвы коры выветривания. Позднее получен фонтан и из коры выветривания (3468-3486 м), а термодебитометрией установлены еще два других работающих интер-

вала (!) на глубине 3516-3529 и 3547-3550 м [1-5].

Обсуждение результатов поискового бурения в скв. 2 Юлиевская закончилось составлением первой в б. Советском Союзе официальной "Комплексной программы промышленных поисков углеводородов на северном борту Днепровско-Донецкого авлакогена в докембрийских образованиях кристаллического фундамента" [4]. Комплексность программы заключалась в том, что нефтегазонос-ность пород кристаллического фундамента должна была изучаться параллельно с традиционными исследованиями структур в отложениях осадочного чехла. С 1985 г. на северном борту Днепровско-Донецкого авлако-гена открыто 16 месторождений, на 7 из которых выявлены промышленные скопления УВ в породах кристаллического фундамента.

Установлено следующее строение верхней, вскрытой части кристаллического фундамента [4]. Сверху вниз: зона глинизации (као-линитовая), или полного разрушения пород фундамента до образования глин; зона выщелачивания, или значительного разрушения; зона дезинтеграции, или частичного разуплотнения; породы фундамента, не измененные процессами выветривания и включающие пропла-стки разуплотненных пород (неоднородности).

Зона глинизации коры выветривания является конечной стадией разрушения пород фундамента. Образованные при этом глины коры выветривания имеют очень низкие

значения сопротивлений, большие каверны, высокие показатели At АК против зоны глины характеризуются обычными для них значениями НГК и, как правило, не отличающимися от НГК глинистых образований осадочного комплекса. На кривой же ГК, за счет разубоженности в процессе выветривания, отмечается значительно меньшая радиоактивность глинистых пород этой зоны коры выветривания по сравнению с таковой материнской породы, однако часто равная активности глинистых разностей осадочного чехла. Толщина зоны — от 0 до 14 м.

Наиболее характерным признаком зоны выщелачивания в коре выветривания является ступенепо-добное снижение (справа налево) сопротивления. Данные НГК зоны выщелачивания по сравнению с зоной дезинтеграции и особенно с неизмененной частью являются отображением различных стадий разрушения. В этой зоне еще сохраняются отдельные элементы структуры плотной породы, что на кривых БК и МБК выражено повышенными значениями сопротивления отдельных маломощных пластов на фоне низких значений более разрушенных пород, при этом резко увеличиваются значения At АК, а сама кривая АК приобретает пилоподобный характер. Повышенными значениями ГК отличаются лишь пласты, сохранившие признаки плотной породы. Кавернограмма характеризуется чередованием каверн и диаметром, близким к номинальному. Толщина зоны — от 0 до 26 м.

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ КАРТА РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ

1 - контуры платформенных структур: а - региональных, б - первого порядка; 2 - краевые нарушения; 3 - выходы складчатого основания на поверхность или область его неглубокого залегания; 4 - оси складок Донбасса; 5 - месторождения УВ; 6 -тектонические нарушения; 7- район северного борта; 8 - Северо-Донбасский район; месторождения УВ (1 - Чернетчинское,

2 - Хухринское, 3 - Скворцовское, 4 - Юлиевское, 5 - Огульцовское, 6 - Коробочкинское, 7 - Гашиновское, 8 - Шебелин-ское, 9 -Азовское); тектонические элементы: Днепровско-Донецкий авлакоген: (I - Днепровско-Донецкая впадина, 1а -северный борт, б - Днепровский грабен, 1в - южный борт), II -Донецкое складчатое сооружение, III - вал Карпинского

В зоне дезинтеграции коры выветривания кривые сопротивления и НГК становятся более расчлененными. На кривой At АК наблюдается чередование разных значений, отвечающее чередованию высокоскоростных участков плотной породы и малоскоростных участков, подвергшихся разуплотнению. На кривых БК и МБК отмечаются пласты с резко пониженными значениями сопротивле-

ния. Образно говоря, нарушается цельность "крыши" сопротивления. На кривой ГК также появляются участки более низких значений ГК, а на кавернограмме наблюдаются пласты, которые характеризуются увеличенным диаметром или глинистой коркой. Толщина зоны дезинтеграции — 2-46 м или более.

Роль экранирующей покрышки для коры вывтеривания выполняют

ее же зона глинизации и глинистые отложения в подошве осадочного чехла. Необходимо помнить, что по геофизическим критериям глины коры выветривания существенно отличаются от таковых осадочных пород. Во-первых, для них характерно отсутствие мелкой слоистости, что в обычных глинах (аргиллитах) чехла выражено различимым расчленением кривых сопротивления и особой формой и величиной каверн.

Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ СЕВЕРНОГО БОРТА ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКОГО АВЛАКОГЕНА

Нефтяные и газовые месторождения: 1 - Турутинское, 2- Владимирское, 3 - Хухринское, 4 - Чернетчинское, 5 - Прокопен-ковское, 6 - Скворцовское, 7 - Юлиевское, 8 - Нарыжнянское, 9 - Каравановское, 10 - Огульцовское, 11 - Островерхов-ское, 12 - Безлюдовское, 13-Платовское, 14 - Белозерское, 15-Борисовское, 16-Ржищевское, 17 - Коробочкинское, 18 -Лебяжинское, 19- Южнограковское, 20- Североголубовское, 21 - Дружелюбовское, 22-Зайцевское, 23-Макеевское, 24 -Краснопоповское, 25-Томашевское, 26-Боровское, 27-Муратовское, 28-Чабановское, 29-Путилинское, 30-Капита-новское, 31 - Крымское, 32 - Лобачевское, 33 - Словяносербское, 34 - Вергунское, 35 - Львовское (Теплое), 36 - Кондрашевское, 37 - Ольховское, 38 - Кружиловское, 39 - Марковское

Наличие каверн в свою очередь определяет особенную структуру рисунка кривых сопротивления, когда градиент-зонд еще что-то дифференцирует, а потенциал-зонд уже вырисовывает недифференцированную кривую. Во-вторых, эти глины обладают наиболее низкими акустическими скоростями на фоне выше и ниже залегающих отложений, которые отбиваются АК, достигающими 350-420 мкс/м.

Общая толщина коры выветривания на северном борту Днепров-ско-Донецкого авлакогена — 3-87 м. Толщины коры выветривания зависят от минерального состава пород, их структурно-тектонических особенностей, степени расчленения па-леорельефа фундамента, интенсивности проявлений дизъюнктивной тектоники, структурного положения и др. Глубина проникновения химического выветривания увеличивается в зонах развития трещиновато-сти и пустот нарушений. Активизация этого процесса связана с термальными пластовыми водами. Гетерогенность пород фундамента

способствовала мозаичному характеру трещиноватости, что создало условия для образования тектокла-зовых залежей, т.е. залежей, ограниченных зоной отсутствия трещи-новатости.

Заслуживают внимания и зоны трещиноватости, или разуплотнения, в породах фундамента ниже вышеизученной верхней части. По ГИС их выделение не имеет особых затруднений. Для них характерно снижение электрического сопротивления отдельных прослоев, что свидетельствует о наличии чередования плотных и разуплотненных разностей (юлиевский тип разреза). На кривой НГК на фоне высоких показателей выделяются участки существенно меньших значений, отвечающие трещиноватым и разуплотненным зонам, а кривые At АК, БК, МБК по особенностям характеристик практически не отличаются от таковых в зоне дезинтеграции. Кавернограмма имеет нестойкий характер, значительно отклоняясь от номинала в сторону кавернооб-разования.

Не измененный процессами выветривания фундамент характеризуется высокими показателями сопротивления и НГК, низкими — At АК, что отвечает высокой акустической скорости; значения БК и МБК бесконечно велики и, многократно перекрываясь, образуют так называемую крышу сопротивления; параметры ГК значительно повышены, что характерно для гранитогней-сов; кавернограмма имеет номинальный диаметр.

На северном борту Днепров-ско-Донецкого авлакогена в породах фундамента на глубине 80-450 м ниже его поверхности зафиксированы отражения VII горизонта. Последние отражения относятся к зонам разуплотнения (дробления), сформированным в результате динамического и прогрессивного метаморфизма средних и высоких ступеней и разрывной тектоники; границам петрографических разностей пород; участкам изменения физических свойств пород в древней зоны гипергенеза или вблизи ее подошвы [4].

Расхождений по характеристике и объему коры вывтеривания по сравнению с таковой других нефтегазоносных районов нет.

По И.И.Нестерову, Ф.К.Сал-манову, В.И.Шпильману (1971), в коре выветривания Березовского и смежных нефтегазоносных районов Западной Сибири снизу вверх выделены: 1 — зона дезинтеграции с сохранением особенностей материнских пород и тре-щиноватостью; 2 — зона выщелачивания с выносом оснований и замещением биотитов, амфиболов и пироксенов хлоритом, гидрослюдами с сохранением структурных и текстурных особенностей; 3 — зона разложения, где заканчивается выщелачивание оснований и развиваются гипергенные минералы, стойкие в зоне окисления, — каолинит, гидрослюды, гидрохлорит, гидроксиды железа. Порода приобретает вид глинистой или землистой массы, основная часть которой сложена каолинитом; 4 — зона конечных продуктов разложения, протекающего под влиянием кислых вод и воздуха. Гидросиликаты распадаются на конечные продукты выветривания — глинозем, кремнезем, гидроксиды железа. Отсуствуют реликтовые структурные и текстурные особенности пород.

Из гранитов кристаллического фундамента в месторождении Оймаша (Казахстан) получены промышленные притоки "оранжевой" нефти. Интервалы дезинтеграции в теле гранитного массива имеют пластоподобную форму. При вскрытии этой зоны отмечены увеличение скорости проходки, поглощения промывочной жидкости, а также газопроявления. По геофизическим данным в зоне разуплотнения установлены различные колебания электрического сопротивления пород и увеличение диаметра ствола скважины.

Все вышеизложенное еще раз подтверждает необходимость изучения верхней части фундамента в качестве нового самостоятельного нефтегазоносного этажа с собственными особенностями возможного размещения залежей УВ. Ранее наличие скоплений (залежей) УВ в фундаменте рассматривалось как экзотическое явление, которое не имело особенного практического значения. По Д.Л.Федорову (2000), накопленная добыча нефти из пород фундамента достигает 160 млн т на месторождении Ленцью-Хуабей (Китай), 50 млн т — Белый Тигр (Вьетнам), 14 млн т — Ла-Пас (Венесуэла), и их разработка продолжается. В фундаменте древних платформ, кроме погребенной коры вывтеривания, существуют и горизонтально ориентированные зоны дилатансии (следствия процессов растяжения и сжатия), и глубинные зоны деструкции за счет флюидо-геохимического превращения ряда минералов (зоны глубинного выщелачивания). Вместе с тем необходимо региональное изучение складчатого фундамента и молодых платформ. На Бованенков-ском месторождении (Западная Сибирь) в метаморфизованных песчаниках силура выявлена крупная га-зоконденсатная залежь (160 млрд м3) с нефтяной оторочкой (55 млн т нефти). Д.Л.Федоров (2000) считает необходимым постановку нового повторного этапа региональных работ на валу Карпинского с целью открытия самостоятельного нижнего этажа нефтегазоносности в отложениях умеренно дислоцированного и метаморфизованного палеозоя, а также изучения расслоения литосферы. Осадочный чехол, литосфера и мантия — элементы взаимосвязанной системы, которые требуют изучения горизонтальных и субвертикальных границ в литосфере, напряженного состояния земной коры. По Д.Л.Федорову, суще-

ствует связь между аномалиями напряженно-деформационного состояния литосферы, очагами землетрясений и размещением поясов нефтегазонакопления.

Еще в работе А.В.Чекунова, И.И.Чебаненко, И.Х.Кравеева, В.П.Клочко и др. (1990) был поднят вопрос о неоднородностях земной коры. По вертикали неоднородности земной коры группируются в отдельные структурно-петрографические комплексы ("слои") с общим преимущественно однообразным наращиванием значений физических параметров с глубиной. На этом фоне появляются слои с пониженными скоростями распространения упругих волн и плотностями (волноводы), появление которых связывается с изменением состава пород; перекрытием пород менее плотных и скоростных более плотными и скоростными вследствие тангенциальных тектонических подвижек (перемещений) типа пологих надвигов и шарьяжей в районах с высокой интенсивностью теплового потока, понижающего скорости и плотности пород; повышенной трещино-ватостью пород, возможно, насыщенных флюидами (доказано бурением сверхглубокой Кольской скважины). Большинство неодно-родностей земной коры имеет характер линз, выклиниваний, карманов, козырьков и других подобных изолированных и полуизолированных пространств, или камер, которые при соблюдении всех других условий накопления и сохранения УВ (наличие коллекторов, покрышек, экранов) могли бы служить благоприятной структурной основой для концентрации ювенильных флюидов. Геофизическими исследованиями в глубоких зонах земной коры установлены структурные элементы и условия, благоприятные для миграции и скопления флюидов.

Результаты испытаний пород кристаллического фундамента северного борта Днепровско-Донеикого авлакогена [4, 5]

9

сл о

И

о о

9

Месторождение, номер скважины Поверхность фундамента, м Интервал перфорации, м Диафрагма, шайба, штуцер, мм Дебит Примечание

нефти, м3/сут конденсата, м3/сут газа, тыс. м3/сут

1 2 3 4 5 6 7 8

Юлиевское, 1 3509 3513-3521; 8 - 20 169 В КФ по ТДМ работают

3542-3795 (фильтр) продуктивные интервалы:

3517-3519; 3704-3708;

3720-3725 м

Юлиевское,2 3464 3468-3486; 6 - 7,6 172 В КФ по ТДМ работают

3636-3735; 7 — 13,5 77 продуктивные интервалы:

3735-3800 (откры- 3468-3471; 3516-3529;

тый ствол) 3547-3550; 3670-3710 м.

Ниже по техническим при-

чинам прибор не прошел

Юлиевское, 3 3545 3552-3570 4 - 5,7 35 -

Юлиевское, 5 3754 3714-3716; 8 - - 126,2 -

3756-3760

Юлиевское, 7 3617 3569-3575; 10 - 139 353 В КФ по ТДМ работают

3578-3582; продуктивные интервалы:

3614-3626; 3614-3625; 3632-3658 м

3828-3861

Юлиевское, 9 3583 3535-3545; 10 - 336 В КФ по ТДМ газоконден-

3604-3612 сатом работает пласт

3604-3612 м

Юлиевское, 10 3541 3618-3687 (в про- - 45 - - -

цессе бурения)

Юлиевское, 14 3679 3685-3695 7 - 12 144 -

Юлиевское, 50 3496 3560-3674; 16 - - 455 В КФ по ТДМ работает

3500-3552 продуктивный интервал

3501-3520 м

Юлиевское, 71 3477 3482-3497 18 - - 1017 (абсо- -

лютно свобод-

ный дебит —

2879)

Хухринское, 1 3187 3200-3280 12 69 - 99 -

Хухринское,5 3202 3207-3212 6 144 - 64 -

Хухринское, 6 3273 3280-3300; - 2,1 - - -

3300-3330;

3330-3340

Хухринское, 9 3201 3213-3225; 10 242 - 120 -

3230-3250 3,5 (с пласто- -

вой водой)

2 г

о

о >

ч

о

н га 2

н >

г

</> с 00

09

н >

2

О 2

О я

га

х

ч г О

я >

н

о 2

3 2 О

V)

с; \о

(Я

с«

1- О сс

СС

10 \0 сс а Ф 1- .с с* О сс (А и |_

(0 а I х 0 Г

> X

=1 1— £ ь ей с^ С 1- С I (V

0 с в а

ь ™ 0 1- сс 0 I СС

V О 1-п (V

оа ^ с^ с со и >

I I

I

С

£ I х

СО ф

ю э-

1- 1-

<и СС

сс

1- 1-

о о

\и 1- \и 1-

СЯ I СЯ т

а а

(V

£ ь X

1— Сй О! 1— СС

о ¡± ^ о ¡± £

с!

О ЬП а

с СП

? г- I ^

И) 2

5 О

О со а

с оо и

I I

I I

о о

I I

3 а .с с

I I

со I

а.

1=

СО О! СЧ

СО со

00 СЧ СЧ О Ю

1Л О! — ьп^Г О

ГЧ'-'-'-'- СОчО СО

00 00 00 00 00 Т 00

гм п щ О

ч- 00 00

^ ^ С! и 1Л

со сч

00 О! СО 00 00 00 00 00

со т

00 00 сч

00 00

00

о

о а о

о ^

а о

о ^

а о

о ^

а о

&

о

и

О £ а

£

(О

о

©

а §

:т

I £

По М.К.Булину, А.Д.Щеглову, А.В.Егоркину и др. (1999), "существование устойчивой корреляции местоположений глубинных (мантийных и коровых) аномальных сейсмических зон и районов размещения крупных скоплений УВ представляет собой бесспорно установленный факт". Очень контрастная скоростная неоднородность верхней мантии установлена в Западно-Сибирской провинции, где сосредоточена значительная часть месторождений (Надым-Пурская нефтегазоносная область).

Авторами статьи было проанализировано 300 глубоких скважин, из которых 200 расположены на северном борту Днепровско-Донец-кого авлакогена. Авторы впервые дали целостное представление о фильтрационно-емкостных свойствах разреза вскрытой части фундамента. Приведем с этих позиций важнейшие результаты испытаний пород фундамента, указывая обязательно глубину поверхности фундамента, чтобы положить конец различным толкованиям об отнесении той или иной толщи к подошве осадочного чехла или к фундаменту (таблица).

Нефтегазоносность внутренних разуплотнений установлена до глубины 760 м от поверхности фундамента. Зоны трещиноватости (дробления, разуплотнения) не исчезают с глубиной, а образуют слоистость с плотными разновидностями пород фундамента. Промышленная нефтегазоносность фундамента на северном борту Днепровско-Донец-кого авлакогена определена до глубины 336 м ниже поверхности фундамента. Пористость коры выветривания составляет на северном борту 9-19 %, эффективная газонасыщенная толщина до 20 м, дебиты газа до 0,5 млн м3/сут. Пористость разуплотненных пород в толще непроницаемых пород фундамента в скв. 2 Юлиевская — 9-17 %, толщина разуплотненной зоны 60 м.

Рис. 3. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО ОТРАЖАЮЩЕМУ ГОРИЗОНТУ УВг

1 - изогипсы по отражающему горизонту УВг (С:У2); 2 -предполагаемые нефтегазовые контакты (перспективная площадь); 3 -нарушения: а - установленные, б - предполагаемые; 4 - северное краевое нарушение Днепровского грабена (по Е.С.Дворя-нину, В.В.Гладуну); 5 - скважины: а - газоконденсатные, б - нефтяные (1 З-Вас. - Западно-Василенковская, 100 К - 100 Ко-робочкинская, 1 Ё - проектные, 3 Ё - 1,2,3 Ёебяжинские, 1-И-Лим. - 1 Новолиманская, 1 Бор. - 1 Борисовская, 18 Шевч. -18 Шевченковская, 1 Гаш. - 1 Гашиновская, из них промышленно-производственные 100 К, 1 Ё (газоконденсат), 1 Гаш. (нефть), 1 Бор (газ); 6 - проектные скважины; 7 - пробуренные (а) и ликвидированные (б) скважины; 8 - сейсмопрофиль

Отдельные проницаемые зоны в верхней части фундамента, но ниже коры выветривания имеют удовлетворительные емкостные свойства, что подтверждено результатами испытаний и замерами термодебитометрии.

В 1990 г. юго-восточнее Харькова на северном борту Днепров-ско-Донецкого авлакогена была пробурена скв. 56 Коробочкинская, которая вскрыла породы фундамента в интервале 3135-3200 м [4] или, по другим данным (Демьянчук В.Г., Крот В.В., Клочко В.П. и др., 1990),

с учетом толщины коры выветривания на глубине 3129-3200 м. В этой скважине впервые провели раздельное опробование горизонтов чехла и фундамента. После перфорации эксплуатационной колонны в интервалах 3135-3151 и 3167-3173 м на 5-мм штуцере было получено 20 тыс. м3/сут природного газа. Выше, в осадочном чехле, был опробован объект в интервале 3077-3083; 3097-3106 и 3112-3116 м, из которого на 15-мм штуцере получено 450 тыс. м3/сут газа.

В 2000 г. ДК "Укргаздобыча" на Гашиновской площади северного борта Днепровско-Донецкого ав-лакогена, восточнее Коробочкин-ского месторождения, был получен значительный промышленный фонтан нефти из пород докембрийско-го фундамента (264 м3/сут), что требует пояснения (см. рис. 1, 2).

Скв. 1 Гашиновская заложена в Гашиновском блоке, в 6 км к северу от Борисовского, в 5 км к востоку от Лебяжинского и в 11 км к западу от Шевченковского месторождений УВ.

Первые два месторождения расположены на борту, а третье — в Днепровском грабене. По структурно-тектонической карте Днепровско-До-нецкого авлакогена (Дворянин Е.С., Верповский М.М., Гладун В.В. и др., 1996) по верхневизейским отложениям на Гашиновской площади выделяют (рис. 3-5): на западе — Гашинов-ский блок с Гашиновским поднятием; на юге Анновскую и Новолиман-скую складки и на юго-востоке — Но-востепановский блок с Новостепа-новской складкой.

Новостепановский блок на востоке ограничен от Днепровского грабена северным краевым нарушением (амплитуда 100-500 м по С^). Гашиновский блок по нарушению примыкает к Лебяжинскому

блоку Старопокровско-Коробоч-кинской структурно-тектонической зоны поднятий. Е.С.Дворянин, В.В.Гладун [4] в 1995 г. отнесли к фонду подготовленных нефтегазо-перспективных объектов северного борта и Гашиновский, который был подготовлен по отражающему горизонту УВ2 (С-^), площадью 25 км2, с ресурсами по категории С3 — 2,3 млн т усл. топлива.

В скв. 1 на Гашиновской площади предлагалось вскрыть также породы фундамента толщиной 300 м с целью определения их фильтра-ционно-емкостных свойств и перспектив нефтегазоносности.

Фактический забой скв. 1 Га-шиновская находится на глубине 3670 м в фундаменте. Скважина не

имела осложнений. Колонна герметична, фильтр находится на глубине 3647-3555 м.

Дальнейшие перспективы северного борта Днепровско-Донец-кого авлакогена связываются с "Комплексной программой... " и ее интерпретацией [4, 5]. На восьми месторождениях северного борта авлакогена в породах докембрий-ского комплекса промышленные залежи УВ открыты в корах выветривания (семь залежей) и в разуплотненных зонах не измененных выветриванием пород фундамента (пять залежей). Методика изучения нефтегазоносности Гашиновского месторождения должна быть аналогичной принятой на Юлиевском месторождении УВ [4].

Рис. 4. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИ I (20^85 90) ЧЕРЕЗ ГАШИНОВСКУЮ ПЛОЩАДЬ

1 - поверхность кристаллического фундамента; 2 -промышленный приток нефти из пород кристаллического фундамента; 3 -отражающие горизонты; 4 - песчаники; 5 - известняки

Рис. 5. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ПОРОД ФУНДАМЕНТА

скв. 1 ГАШИНОВСКАЯ

В основе дальнейших поисков УВ в породах фундамента должен лежать структурно-тектонический критерий нефтегазоносности. Изучение фильтрационно-емкостных свойств и возможной нефтегазо-носности фундамента должно быть комплексным, т.е. совместным с изучением продуктивных горизонтов в осадочном чехле.

Литература

1. Краюшкин В.А. Абиогенно-мантийный генезис нефти. — Киев: Наук. думка, 1984.

2. Порфирьев В.Б. Новое направление геологоразведочных работ в Ах-тырском нефтегазопромысловом районе Днепровско-Донецкой впадины / В.Б.Порфирьев, В.А.Краюшкин,

В.П.Клочко и др.// Геол. журн. — 1982. - Т.42, № 4.

3. Чебаненко И.И. Проблема нефтегазоносности Украины в свете разломно-блоковой тектоники ее территории //Докл. АН СССР. - 1966. -Т. 168, № 6.

4. Довжок Э.М. Нафтогазоносний потенщал П^шчного борту Днтро-всько-ДонецькоТ западини / Э.М.Дов-жок, В.П.Клочко, П.Ф.Шпак и др. — Киев: ВАТ УкраТнський нафтогазовий ¡нститут. — 1996.

5. Эвдощук М.1. Ресурсне забез-нечення видобутку вуглеводжв Украши за рахунок малорозмфних родовищ / Киев: Наук. думка, 1997.

© Коллектив авторов, 2004

Any discovery of oil or natural gas is an extraordinary phenomenon in Ukraine under its hard economic conditions. Presently, the northern flank of Dnieper-Donets aulacogen is considered as promising region for oil and gas production. In 2000 here the first well drilled and tested in the Gas-hinovskaya area has flowed with 264 m3/d of oil from rocks of Pre-cambrian crystalline basement. Authors considered them as the individual petroliferous sequence and present the factual materials about oil and gas occurrence in crystalline basement of Dnieper-Donets aulacogen.