(научный руководитель П. В. Зарицкий)

 

В связи с обострением энергетической проблемы в мире, человечество вынуждено территориально расширять и детализировать поиски месторождений углеводородов, вводить в эксплуатацию даже незначительные их залежи. Актуально это и для Украины, которая владеет мощной газодобывающей и газотранспортной сферой, но, к сожалению, такие уникальные и крупные месторождения как Шебелинское, Ефремовское и др. уже сильно истощены. Поэтому сегодня активно разрабатываются месторождения, запасы которых близки к 100 млн м³. В условиях небольших залежей очень важно не только обнаружить и определить тип ловушки, но также и грамотно установить литологические параметры пласта-коллектора для правильного определения мест вскрытия продуктивного горизонта эксплуатационными скважинами.

Решение такой проблемы рассмотрено нами на примере продуктивного горизонта С-5н Юлиевского нефтегазоконденсатного месторождения, которое расположено в 30 км к западу от г. Харьков. По первоначальным запасам газа (19.969 млрд м³ по категории С₁ и 4.167 млрд м³ по категории С₂) оно относится к средним месторождениям [Фик та ін., 2005]. Нефтегазоносными являются горизонты песчаников и алевролитов московского, серпуховского и визейского ярусов. В тектоническом отношении Юлиевская структура представлена погребенной под моноклинально залегающими мезокайнозойскими отложениями каменноугольной гемиантиклинальной складкой субширотного простирания значительных размеров. Двумя поперечными сбросами структура разбита на три блока (с запада на восток: Юлиевский, Добропольский и Золочевский) и принадлежит к центральной опущенной части нефтегазоносного региона северного борта Днепрово-Донецкой впадины (ДДв) [Черниш та ін., 2003а].

Горизонт С-5н принадлежит нижней части верхнесерпуховского подъяруса, представлен серым, иногда светло-серым, средне- и мелкозернистым средне- и слабосцементированным песчаником. Сверху и снизу песчаник ограничен черными плотными аргиллитами с переходом через небольшой прослой алевролита [Черниш та ін., 2003б]. На структурной карте он представляет собой вытянутую в субширотном направлении полуантиклиналь с полностью срезанным двумя субпараллельными сбросами северным крылом (рис.). Южное крыло хорошо выдержано, залегает моноклинально [Черниш та ін., 2003а].

По результатам исследований, выполненных в 1999–2005 гг. рядом предприятий и институтов, входящих в состав ДК «Укргаздобыча» [Черниш та ін., 2003а; б;Фик та ін., 2005], нами были проанализированы геофизические и лабораторные данные о горизонте С-5н. Здесь следует подчеркнуть, что геофизические исследования скважин (ГИС) являются более дешевым и быстрым методом исследований по сравнению с лабораторным, основанным на исследовании керна. Для оценки достоверности геофизических исследований автором из материалов ГИС были использованы мощность горизонта и коэффициент пористости. Они рассчитывались по сумме методов (АК, БКЗ, ГК и др.), при этом коэффициент корреляции последнего составляет около 0.957 [Черниш та ін., 2003б]. С помощью графического приложения Vertical Mapper к ГИС-пакету MapInfo Professional 7.0 были построены карты мощности, пористости, а также их произведения, которое подчеркивает перспективные зоны с высокой пористостью и большой мощностью. Таким же путем были построены карты карбонатности, алевритовой составляющей, проницаемости и соотношения частиц, создающих скелет породы (крупно-, средне- и мелкозернистые) и частиц, закупоривающих поры (алевритовый и карбонатный цемент), так называемый гранулометрический коэффициент по лабораторным данным. С помощью графического редактора Photoshop CS-2 все карты были совмещены со структурной картой горизонта С-5н.

Сравнивая полученные карты между собой, можно выделить следующие литологические зоны:

1. Западная периклиналь Юлиевской складки, где наблюдаются минимальные значения карбонатности, алевритовой составляющей и максимальные – гранулометрического коэффициента, коэффициента пористости. Поэтому, несмотря на относительно низкую мощность (9 м), эту часть Юлиевского блока можно рассматривать как перспективную зону (рис.).

2. Такой же вывод можно сделать и для западной и, особенно, центральной части Золочевского блока. Здесь главную роль играют большая мощность (до 25 м), высокая проницаемость, средние значения пористости (19–20 %) и гранулометрического коэффициента.

3. К среднеперспективной можно отнести западную часть Добропольского блока, где на фоне высоких мощностей (до 21 м) наблюдаются значения пористости выше средних (до 20 %), средние значения проницаемости и сравнительно низкие – гранулометрического коэффициента.

4. То же самое отмечается и для восточной части Юлиевского блока.

5. Еще менее перспективной зоной является центральная часть Юлиевского блока, где на ряду с повышенными значениями мощности, средними значениями пористости (23 %) и проницаемости отмечены минимальные значения гранулометрического коэффициента.

6. Самыми неперспективными зонами являются восточная часть Золочевского блока, где все показатели, кроме гранулометрического коэффициента, минимальны, а также зоны сочленения блоков (районы субмеридиональных сбросов).

7. Субширотные сбросы фиксируются зонами с низкой пористостью, что, возможно, сопряжено с циркуляцией минерализованных вод по разлому и залечиванием пор в приразломной части; минерализация пластовых вод в этом горизонте составляет 138–202 г/л [Черниш та ін., 2003б].

8. Слабокарбонатные периклинали Юлиевской складки, а также их преимущественная средне- и мелкозернистость и повышенная мощность пород свидетельствуют о том,  что  условия  осадконакопления  были сходными с условиями образования горизонта В-20 в верхней части нижневизейского подъяруса. По данным Я. Г. Лазарука [Борисовець та iн., 1999] в ранневизейское время источником накапливающегося песчаного материала были сточные течения, т.е. подводные продолжения рек в морском бассейне, которые транспортировали терригенный материал с Воронежской антеклизы в Днепрово-Донецкую впадину. Эти течения создавали в прибрежном шельфе узкие палеодолины, одна из которых протягивалась вдоль линии скважин 1–53–55–100–8, а остальные – в районе расположения скважин 70–62–23 и 4–15. Очевидно, что после наступления трансгрессии в поздневизейское – раннесерпуховское время на момент образования горизонта С-5н ситуация повторилась. В это же время центральная часть Юлиевской антиклинали (район 14–80 скважин) представляла собой чуть приподнятую более мелководную зону, т.е. можно утверждать о ее консидементационном с горизонтом С-5нпроисхождении.Фик І. та ін. Підрахунок запасів вуглеводнів Юліївського родовища Харківської області. Звіт про науково-дослідну роботу. Кн. 1. Техніко-економічне обгрунтування вилучення нафти, газу і конденсату Юліївського нафтогазо­конденсатного родовища. Харків: УкрНДІГаз, 2005. С. 22–57 (фондовая).