НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ   ЛЕКЦІЯ 2 

ГІРСЬКІ ПОРОДИ ТА ПОРОДИ-КОЛЕКТОРИ НАФТОГАЗОВИХ  РОДОВИЩ УКРАЇНИ 

Гірськими породами називаються щільні та пухкі агрегатні системи, що складають земну кору та містять однорідні або різні мінерали та уламки інших порід. 

Розрізняють такі види гірських порід: 

1. Магматичні породи – кінцеві продукти магматичної діяльності, що виникли внаслідок застигання природного розплаву (магми – у надрах планети або  лави – на її поверхні). 

2. Осадові породи – породи, утворені на поверхні Землі внаслідок руйнування  первинних гірських порід під дією екзогенних процесів, осадженнямінеральних і органічних речовин з води, життєдіяльності організмів іподальшого їх ущільнення.  За своєю природою всі осадові породи поділяються на чотири групи: уламкові,  глинисті, хемогенні й органогенні. Для формуванняпокладів вуглеводнів найбільше  значення мають глинисті, піщані та карбонатніпороди. 

3. Метаморфічні породи – породи, що утворилися з осадових, магматичних  та більш давніх метаморфічних унаслідок їх фізико-хімічних змінпід дією високих тисків, температур і хімічних впливів. До них належать глинисті сланці, слюдяні  сланці, гнейси, кварцити, грануліти, еклоґіти та ін. 

Осадові гірські породи залягають у земній корі у вигляді пластів або шарів. Пласти, що мають систему пор (порожнеч), тріщин, каверн, по яких можуть переміщатися рідини та гази, називають пластами-колекторами (піски, пісковики, тріщинуваті й кавернозні вапняки тощо). Вони перешаровуються щільними  осадовими гірськими породами (флюїдоупорами), що не мають пустот, і по яким не  можуть переміщатися рідини й гази (глини, щільні вапняки). 

Велика частина світових запасів нафти та газу належать до осадових порід. 

Гірські породи, які вміщують в собі нафту, газ, воду і володіють здатністю  забезпечувати їх переміщення, називають колекторами. 

 Ці породи водночас характеризуються достатньою проникністю, що дає  змогу вилучати їх через свердловини у разі створення перепаду тиску. В основу цьо го визначення покладені ємнісні й фільтраційні властивості, характерні для деяких  осадових, вивержених і метаморфічних порід.  

 За складом скелета породи-колектори в осадових відкладах можуть бути  кварцовими (пісковиковими), кварц-польовошпатовими (піщано-глинистими),  карбонатними і евапоритовими (гіпс-ангідритовими). 

 Кварцові колектори характеризуються доброю відсортованістю та  обкоченістю зерен. Останнє сприяє їхньому слабкому ущільненню і мінімальній  анізотропії. Цемент у цих колекторах утворюється за рахунок вторинних кристалів  кварцу. У поровому просторі випадають халцедон, опал, а також кальцит і доломіт.  Крім того, цемент утворюється внаслідок руйнування самої породи. Кварцові  колектори відрізняються добрими показниками витіснення нафти і газу та  відносною витриманістю по площі.

1 

 Кварц-польовошпатові колектори (поліміктові) складені кварцом, польовими  шпатами, слюдами, піроксенами, а також уламками вапняків, доломітів та інших  порід; вирізняються поганою обкоченістю, здатністю сильно ущільнюватися в  процесі діагенезу і високою анізотропністю. Цементація поліміктових колекторів  відбувається в результаті метаморфізму глинистих мінералів, утворення іліту і  хлориту. 

 Рис.2.1.Види пор: 

1–ромбоїдальні(добре відсортована високопориста порода); 2– комірчасті, каналоподібні; 3– ромбоїдальні(а), тетраедричні(б) – добре відсортована порода з пористими зернами, дуже високої  пористості; 4– ромбоїдальні, тетраедричні та інші(добре відсортована, але зцементована порода  пониженої пористості); 5–пориста порода внаслідок процесів розчинення; 6 – пориста порода  внаслідок тріщинуватості 

Деякі карбонатні колектори також можуть бути складені уламками порід.  

Рис.2.2. Карбонатна порода, пори якої утворилися в результаті вилугування:  1– каверни; канали; 2– тріщини, 3– площини нашарування, 4 –пори розчинення 

 В усіх перелічених вище групах кластичних колекторів пустота формується  одночасно з процесами осадоутворення за рахунок міжзернових пор. Отже, пори  колекторів в уламкових породах є первинними. Вони добре сполучаються поміж  собою, що зумовлює проникність твердої фази (матриці) породи. Розміри таких 

2 

пор іноді істотно зменшуються внаслідок цементації порід у процесі їх діагенезу.  Конфігурація міжзернових пор кластичних порід-колекторів також різна. Вона  може бути ромбоїдальною у разі крихкої укладки добре обкочених зерен,  тетраедричною — щільної укладки кутастих зерен (рис. 11.1) і щілиноподібною — за лускатої укладки. 

 Велика група карбонатних колекторів утворюється під дією органогенних і  хемогенних процесів. Кальцит, випадаючи з розчинів, цементує ці осади, внаслідок  чого формуються товщі монолітних порід зі слабкорозви- неними і найчастіше не  сполученими порами. Матриця в таких породах непроникна. Формування пустоти  відбувається значно пізніше, ніж осадо- нагромадження, воно зумовлюється  постседиментаційним розтріскуванням під впливом тектонічних процесів, теплових  деформацій, доломітизації тощо. Подальшим вилуговуванням частина тріщин  перетворюється на каверни. Отже, утворені подібним чином порожнечі є  вторинними. 

Евапоритові (хемогенні) колектори пов’язані переважно з гіпсами і доломітами.  Проникна пустота у них також вторинна. Вона формується в результаті розчинення  матриці водами, що циркулюють по тріщинах та виникли під час діагенезу. Води  створюють карстові порожнини і каверни. 

Вторинні порожнини можуть утворюватися й у корі вивітрювання під дією  ерозійних процесів. 

Для вторинних порожнин характерні тріщини, каверни і каналоподібні пори  (рис. 2.2). 

 У породах із вторинною пористістю фільтрація флюїдів і характер насичення  матриці характеризуються особливостями, властивими кожному окремому типу  порід. Так, у міжзерново-тріщинному колекторі нафта знаходиться здебільшого у  міжзернових порах матриці, а фільтрація її до свердловин відбувається по системі  тріщин. У тріщинному колекторі пори матриці заповнені, в основному, зв’язаною  водою, а резервуарами і шляхами. 

 Досить важливим фактором, що впливає як на ємнісні, так і на фільтраційні  властивості колекторів, є глинистість порід. Вона знижує ці властивості в процесі  формування колекторів унаслідок заповнення пустоти. Фільтраційні властивості  пласта у привибійній зоні свердловини також зменшуються у разі розкриття пласта  на слабкомінералізованому розчині або ж усього пласта, якщо закачувати в нього  прісну воду в процесі розробки покладу із заводненням. 

Отже, продуктивні пласти-колектори нафтових і газових покладів ха рактеризуються великим розмаїттям, обумовленим різним мінеральним складом  скелета, типом цементу, ступенем цементації і глинистості, видом пустоти,  розмірами пор і зерен породи, ступенем однорідності тощо. Для полегшення  вивчення колекторів розроблено безліч класифікацій. Зокрема, В.М. Дахнов за  більшістю з перелічених і розглянутих нижче показників, а також залежних від них  комплексних показників (питома ємність і нафтогазовміст, коефіцієнт витіснення  тощо) пропонує виділяти переважно п’ять основних класів. 

За типом порового простору В.М. Дахнов вважає основними класи колекторів:  міжзернових, міжзерново-тріщинних, тріщинних, тріщинно-ка- вернових і  кавернових. 

Із піщано-глинистих (теригенних) колекторів за діаметром зерен d3 до I класу  належать грубозернисті (галечники), da = 1 мм; до II класу — грубозернисті  (пісковики), dз = 0,3...1; до III класу — середньозернисті (пісковики), dз = 0,1...0,3; до  IV класу — дрібнозернисті (алевроліти), dз< 0,3 мм. Карбонатні колектори'. I клас 

3 

— великоуламкові (крихкі, черепашники), da = 5 мм; II клас — дрібноуламкові, da =  1...5; III клас грубозернисті, dз = = 0,2... 1; IV клас — середньозернисті, dз = 0,05...0,2;  V клас — тонкозернисті, dз < 0,05 мм. 

За складом цементу виділяють колектори з глинистим цементом, представленим  гідроксидами металів і цеолітами; колектори з карбонатним і опал-халцедоновим  цементом. 

Залежно від розмірів розрізняють мегапори, пори надкапілярні, капілярні і  субкапілярні. Мегапори, до яких відносять і багатометрові карстові порожнини,  мають середній радіус понад 10 мм; розміри надкапілярних пор від 0,1 до 10 мм,  капілярних — від 10-3 до 0,1 і субкапілярних — менш 10-3 мм, або менш 1 мкм. У  природних умовах пори останньої групи є непроникними. 

За ступенем глинистості, показником якого є відносна глинистість 5гл, I клас  утворюють чисті колектори, 5гл < 0,05; II клас — слабкоглинисті, 5гл = 0,05...0,1; III  клас — середньоглинисті, 5гл = 0,1...0,2; IV клас — підвищено глинисті, 5гл = 0,2...0,5;  V клас — сильноглинисті, 5гл > 0,5. 

За типом пустотілого простору породи-колектори розділяють на: порові  (гранулярні), тріщинні, кавернозні та змішані (поровотріщинні,  тріщиннокавернозні, поровокавернозні, поровотріщиннокавернозні). 

Основні параметри колекторів нафти і газу (ємнісні і фільтраційні  характеристики) визначаються пористістю і проникністю гірських порід, а також  ступенем їх насичення водою, нафтою і газом. 

Пористість гірської породи залежить від фракційного складу зерен,  щільності їх розміщення та типу цементувального матеріалу.  

Розрізняють загальну і відкриту пористість, а також статичну корисну  ємність (різниця об’єму відкритих пор і об’єму залишкової води, яка віднесена до  об’єму гірської породи) і динамічну корисну ємність (відносний об’єм пор і пустот,  через які можуть рухатись флюїди у пластових умовах). 

Відкритий поровий простір порід-колекторів звичайно являє собою складну  систему пор і каналів, які мають велику поверхню. Пористість характеризується  також низкою інших структурних параметрів, до яких відносять розмір пор та їх  розподіл, хвилястість тощо. 

Дослідження свідчать про неоднорідний розподіл пор у породах, який  контролюється текстурними і структурними ознаками. Відкриті пори переважно  зосереджуються в ділянках відносно відсортованого уламкового матеріалу. В  основному поширені пори неправильної форми, а в місцях неповнопорового  цементування карбонатно-глинистим матеріалом їх конфігурація наближається до  ізометричної. 

За розмірами порових каналів О.В. Шереметом порове середовище розділено  на такі структурні різновиди: 

а) переважають порові канали радіусом 1 – 10 мкм, вміст порових каналів  радіусом менше 0,1 мкм мінімальний; 

б) порові канали радіусом 0,1 – 1 мкм і більші близькі за вмістом і  переважають у загальному об’ємі;

4 

в) переважають порові канали радіусом 0,1 – 1 мкм, підвищений вміст  порових каналів радіусом 0,1 мкм; 

г) порові канали радіусом 0,1 – 1 мкм і менше 0,1 мкм близькі за вмістом; д) переважають порові канали радіусом менше 0,1 мкм. 

Породи структури а і б характеризуються високими колекторськими  властивостями. Породи зі структурою в у разі збереження відносно високих  показників пористості володіють невисокою проникністю. Породи структури  г належать до перехідних від колекторів до неколекторів, а породи зі структурою  д – до неколекторів. 

Породи за пористістю поділяють на такі групи колекторів: дуже низької  пористості (до 5 %), низької пористості (5 – 10 %), середньої пористості (10 – 15  %), високої пористості (понад 15 %). За піщаністю (піщаність – відношення  ефективної товщини колектора до загальної товщини) їх розділяють так: піщаність  до 20 %, 20 – 40 %, 40 – 60 % та вище 60 %. 

Порові колектори найбільш поширені на родовищах нафти і газу. Тріщинні і  кавернозні колектори зустрічаються рідко. Частіше бувають колектори змішаного  типу – поровотріщинні, поровокавернозні і поровотріщиннокавернозні.  

Проникність гірської породи характеризує її здатність пропускати крізь себе  рідину або газ під дією перепаду тиску. Майже всі без винятку осадові породи  (піски, алевроліти, вапняки і навіть глини) є проникними. Проте такі породи, як  глини, доломіти і деякі вапняки, проникні лише для газу за значних градієнтів  тиску. 

Проникність пористих гірських порід визначається за законом фільтрації  Дарсі, або лінійним законом фільтрації . Цей закон встановлений  експериментально і описує фільтрацію в’язкої однорідної рідини в однорідному  пористому середовищі. 

Проникність пористого середовища залежить не лише від розміру пор, а й  від характеру руху в них рідин і газів. У разі порушення лінійного закону  фільтрації або руху газованої рідини чи суміші двох взаємно нерозчинених рідин  проникність пористого середовища зменшується. 

Проникність гірських порід оцінюють показниками абсолютної, ефективної і  відносної проникності. Абсолютна проникність характеризує фізичні властивості  породи при русі однієї, хімічно інертної до породи, фази у відповідності із законом  фільтрації Дарсі . Ефективна, або фазова, проникність поряд з фізичними  властивостями породи враховує також фізико-хімічні властивості рідин і газів та  їхній рух у порових каналах. Ефективна проникність визначається для певної фази  за наявності або руху в порах багатофазних систем. Відносна проникність – це  відношення ефективної проникності фази до абсолютної проникності. 

Тріщинні колектори характеризуються дуже високою проникністю  

k,яка  

залежить передусім від величини розкриття тріщин та тріщинної пористості

5 

де 2a - розкриття тріщин,  

m 

k a = , 

2 

3 

m - тріщинна пористість. 

Експериментами встановлена залежність проникності тріщинних колекторів  від тиску більш вагома, ніж залежність проникності пористих середовищ. Це  зумовлено деформаціями: при підвищенні тиску в пласті розкриття тріщин  збільшується і проникність зростає, при зниженні тиску – розкриття і проникність  зменшуються. 

Рис.2.3. Склад трифазного потоку у поровому середовищі залежно від насиченості  фазами. 

 Ділянки потоків: 1 – переважно однофазного; 2 –переважно двофазного; 3-трифазного; 4- лінії, що обмежують зони з 5%-м вмістом кожного флюїду в потоці 

 Під час фільтрації трифазних сумішей залежно від газо-, нафто- і  водонасиченості потік може бути одно-, дво- і трифазним (рис. 2.3). Координати у  будь-якій точці трикутника на рис. 2.3 показують різну насиченість керна кожною  із трьох фаз. На трикутнику видно, що умови одночасної фільтрації трифазного  потоку обмежуються дуже невеликою ділянкою. Характерно, що сумарний три фазний потік у цій ділянці значно нижчий за мінімальний двофазний потік. 

Вимірюють коефіцієнт абсолютної та фазової проникності у м2, а відносної — у  частках одиниці. 

Усе викладене справедливе для порід із первинною, або зерновою, пористістю.  У тріщинуватих породах поряд з міжгранулярною спостерігається і тріщинна  проникність, яка може досягати високих значень у порід із незначною міжзерновою 

6 

проникністю. 

За величиною проникності В.М. Дахнов розділяє колектори на такі класи, м2: I  — дуже висока, кїр > 10-12; II — висока, кїр = 10-13...10-12; III — середня, кпр = 10-14...10- 13; IV — низька, кпр = 10-15...10-14; V — дуже низька, кпр < 10-15. 

Проникність породи можна визначити за кривими відновлення тиску в умовах  несталого режиму. 

 Залежність пористості та проникності від тиску та температури 

Під дією тиску змінюється форма порового простору. Експериментальні дані  засвідчують зменшення пористості і проникності зі збільшенням тиску, при цьому  межі зміни проникності значніші. Крім того, міжзерновий колектор, що залягає на  великих глибинах, піддається процесам тріщиноутворення, причому чим більша  глинистість колектору, тим тріщинуватість його буде вищою. Ці обставини істотно  змінюють уявлення про ємнісні та фільтраційні властивості глибокозалягаючих  порід. 

Разом з тим керн, винесений з великих глибин без збереження пластових умов,  піддається деформації під впливом розвантаження, що приводить до збільшення  відкритої пористості і проникності. За даними досліджень, коригувальні коефіцієнти  для відкритої пористості, визначеної по керну, винесеному з глибини 2000 м,  змінюються від 0,986 для чистого колектору до 0,958 — для глинистого. Відповідно  коригувальні коефіцієнти для проникності змінюються від 0,90 до 0,75. Зі  збільшенням глибини ці коефіцієнти зростають. Для керна, винесеного з глибини  4000 м, коригувальні коефіцієнти для пористості змінюються від 0,978 для чистого  колектору до 0,930 — для глинистого, а для проникності — відповідно від 0,84 до  0,64. 

 Нафтогазонасиченість порід колекторів 

Нафто- і газонасиченість колекторів кількісно характеризують частку об’єму  пор, заповнених відповідно нафтою і газом. їх виражають у частках одиниці і  називають коефіцієнтами відповідно нафто- і газонасиченості. 

Якщо об’єм пор прийняти за одиницю, то коефіцієнт нафтонасиченості  колекторів Кн дорівнюватиме: Кн = 1 — Квз. 

Для зони граничного насичення гідрофільного колектору, де Кв.з = Кв.зв,  коефіцієнт нафтонасиченості Кн = 1 — Кв.зв. У цій зоні коефіцієнт нафтонасиченості  гідрофобного колектору дорівнює одиниці, тому що в ньому Кв.зв = 0. 

У лабораторних умовах вміст зв’язаної води визначається за зразками керна  методами центрифугування і капілярної витяжки. Більш точне визначення в пласті  зв’язаної води можливе, якщо його розкриття відбувається із застосуванням  промивальної рідини на розчині, що не фільтрується. Коефіцієнт  нафтогазонасиченості можна визначити і за допомогою промислово-геофізичних  методів. У необсадженому стовбурі свердловини для цього застосовують метод  електричного опору. В обсаджених колонах Кн визначають нейтронними методами.  З’явилися фізичні передумови визначення Кн в обсаджених колонах за діаграмами  імпульсних нейтронних методів. 

 Для газоносного гідрофільного колектору коефіцієнт газонасиченості Кг= 1 — Кв,в.Якщо формування газового покладу відбувалося в результаті витиснення газом  нафти із початково нафтового покладу, то Кг = 1 — Кв.з — Кн.з (Кн.з — залишкова  нафтонасиченість).

7 

За фільтраційно-ємнісною характеристикою промислові колектори  класифікуються таким чином: 

низької ємності з пористістю 6 – 10 % і k = 0,0001 – 0,001 мкм2;  середньої ємності з пористістю 10 – 15 % і k = 0,001 – 0,1 мкм2; високої ємності з пористістю більше 15 % і коефіцієнтом проникності  k ≥ 0,1 мкм2. 

Проникність гірських порід також залежить від реологічної моделі рідини,  яка рухається у порових каналах. Для рідин з пластичними і нелінійними  властивостями проникність гірських порід характеризується декількома  показниками, в тому числі, залежних від реологічних властивостей. Ступінь  насиченості порового простору гірських порід характеризується коефіцієнтами  насиченості нафтою, водою і газом. У порах порід-колекторів завжди знаходиться  деяка кількість води, яка називається залишковою або зв’язаною. Ця вода  утримується в породах різними силами: капілярними, адсорбційними,  гравітаційними та іншими. 

У гідрофільних породах залишкова водонасиченість коливається в межах 10  – 40 % і рідко перевищує 50 – 60 %. У гідрофобних породах вона здебільшого не  перевищує 10 %. Породи, насичені нафтою, мають дещо меншу залишкову  водонасиченість, ніж аналогічні породи, насичені газом. Це зумовлено різним  поверхневим натягом на межах фаз. 

Важливою характеристикою колекторів є питома поверхня порід − відношення сумарної поверхні порових каналів до об’єму або маси породи. Для  високопористих колекторів питома поверхня не перевищує (5 – 10)104 м-1, а для  низькопроникних – (100 – 300)104 м-1. 

Питома поверхня моделі породи, яка представлена сферичними частинками  однакового діаметру d, визначається за формулою 

S m d = − 6 1 , 

п 

де m – пористість породи. 

( ) 

Питому поверхню пористого середовища оцінюють залежно від його  пористості та проникність формулою Козені – Кармана 

S m k = 2 , 

3 2 

п 

де k − проникність. 

На характеристики порід-колекторів впливають мінералогічний і  гранулометричний склад скелету породи, фізико-хімічні властивості фаз, структура  порового простору, тип цементації, умови їх залягання тощо. 

Колектори нафти і газу поділяють на теригенні і карбонатні. 

Теригенні колектори складаються із неоднорідних зерен мінералів і уламків  порід. Це різною мірою зцементовані пісковики, алевроліти та їхня суміш з 

8 

глинами і аргілітами. За мінеральним складом теригенні колектори поділяють на  кварцові і поліміктові. Кварцові колектори представлені піщаною основою (95 – 98  %), мають високі пористість і проникність. Поліміктовий колектор утворюється,  коли під час осадонагромадження поряд із зернами кварцу відкладаються польові  шпати та продукти їх хімічного перетворення. Ці породи містять також до 25 – 50  % глинистих домішок, що суттєво погіршує їхні колекторські властивості.  Теригенні колектори більшою мірою характерні для Долинського,  Північнодолинського, Битківського та багатьох інших родовищ різних  нафтогазоносних регіонів України. 

Карбонатні колектори складаються переважно із вапняків і доломітів. Для  вапняків характерні високі пористість і проникність, сипкість і  слабкозцементованість. Карбонатні колектори властиві для Леляківського,  Гнідинцівського та інших родовищ. 

Колекторські властивості, внаслідок різноманітних умов накопичення і  ущільнення гірських порід, їх цементування або вилуговування під час міграції  пластових флюїдів, тектонічних рухів та інших факторів, неоднорідні як за площею  структури, так і в межах окремих продуктивних пластів. Неоднорідність  нафтогазонасичених пластів зумовлює нерівномірність руху рідин, неповне  охоплення пластів витісненням як по площі, так і по товщині, утворення застійних,  недренованих частин покладів. 

У межах України наявні три нафтогазоносні регіони: східний – Дніпровсько Донецька западина (ДДз); західний – Волино-Подільська газонафтоносна  провінція, Передкарпатська нафтогазоносна провінція, Карпатська складчаста  нафтоносна область, Закарпатська газоносна область; південний – Причорноморсько-Кримська нафтогазоносна провінція.  

Основні промислові запаси нафти, газу і газоконденсату в Дніпровсько Донецькій западині пов’язані з такими продуктивними комплексами:  мезозойський, нижньопермсько-верхньокам’яновугільний, середньокам’яно вугільний, серпухівський, верхньовізейський, турнейсько-нижньовізейський,  девонський і докембрійський (в фундаменті). При цьому серпухівський,  верхньовізейський і турнейсько-нижньовізейський комплекси характеризуються  подібними умовами нафтогазоносності, їх відособлюють в  

нижньокам’яновугільний мегакомплекс. Колекторські властивості порід  змінюються регіонально в широких межах залежно від глибини їх залягання. 

Мезозойський комплекс вміщує тільки 0,6 % початкових ресурсів  вуглеводнів. На всіх родовищах поклади газові (за винятком Качанівського  родовища, де є нафта). Глибина залягання продуктивних горизонтів складає від 400  до 1850 м. Колектори представлені карбонатними і теригенними породами. 

Нижньопермсько-верхньокам’яновугільний комплекс є в регіоні основним за  розвіданими запасами вуглеводнів (57,2 %). До нього приурочені найбільш крупні  нафтові (Леляківське, Гнідинцівське, Глинсько-Розбишівське) і газові  (Шебелинське, Західно-Хрестищенське, Єфремівське) родовища. Глибина 

9 

залягання продуктивних горизонтів знаходиться від 680 до 4050 м. Колектори у  більшості покладів теригенні, в деяких – карбонатні з біогерменними утвореннями  (Чутівське, Леляківське родовища). 

Середньокам’яновугільний комплекс є невеликим за розвіданими запасами.  Поклади у більшості випадків дрібні та поширені майже у всіх тектонічних зонах  ДДз на глибинах від 650 до 4800 м. При цьому у периферійних зонах ДДз поширені  переважно нафтові та нафтогазові родовища, в осьовій та всій південно-східній  частинах –газові та газоконденсатні. Складений комплекс теригенно-карбонатними  відкладами. 

Нижньокам’яновугільний мегакомплекс за перспективністю є основним у  регіоні і характеризується широким розповсюдженням нафтових і газових  скупчень на глибинах від 700 до 6300 м. Відклади нижнього карбону представлені  піщаниками та алевролітами із підпорядкованими пластами і пачками карбонатних  порід, які приурочені в основному до нижньовізейського і турнейського ярусів.  Для мегакомплексу характерно часте чергування піщано-алевролітових і глинистих  пластів невеликої товщини (10 – 30 м). 

Девонський комплекс вміщує 0,2 % розвіданих запасів вуглеводнів.  Представлений відкладами, які розділені соленосними товщами – теригенними  підсольовими (живетсько-нижньоафранськими), карбонатно-теригенними  міжсольовими (задонсько-єлецькими) і теригенними надсольовими (фаменськими). 

Докембрійський комплекс кристалічного фундамента відноситься до  перспективних за запасами вуглеводнів. У породах фундамента відкриті родовища  на північному борту (Юліївське нафтогазове, Чернетчинське, Нарижнянське і  Коробочківське газоконденсатні) і в пограничній зоні грабена (Хухрінське нафтове  родовище). Розвідані запаси в комплексі ще незначні, а нерозвідані оцінюються в  4,6 % від загальних у регіоні. Докембрійський комплекс представлений  інтрузивними і метаморфічними породами. 

Нафтогазоносність Волино-Подільської провінції пов’язана з південно західним заглибленням Східно-Європейської платформи, у межах якої виділяються  Львівський палеозойський прогин, Стрийський юрський прогин і Львівська  крейдова западина.  

На північно-східній периферії Львівського прогину у відкладах середнього і  нижнього девону розташоване Локачинське газове родовище. Колектори  представлені крупнозернистими алевролітами і дрібнозернистими піщаниками  олігомиктового кварцового складу з відкритою пористістю 3 – 20 % і проникністю  до 0,221 мкм2.  

На крайній північно-західній структурі складок Львівського прогину  розташоване Великомостівське газове родовище, яке відноситься також до  відкладів ейфельського і живетського ярусів середнього девону. Колектори  представлені піщаниками, алевролітами та карбонатними породами з низькими  фільтраційними властивостями (пористість до 7,5 % і проникність до (1,6 – 2,6)10 –3 мкм2). 

10 

Передкарпатська нафтогазоносна провінція відноситься до передгірського  прогину Карпат Альпійської геосинклінальної області. У ній газоносний район  переважно зв’язаний із Зовнішньою зоною Передкарпатського прогину, а  нафтоносний і газоконденсатний – із Внутрішньою зоною. 

Промислові газові поклади Зовнішньої зони приурочені до перекритих  міоценовою покришкою мезозойських ерозійно-тектонічних виступів (50,5 % від  початкових запасів природного газу Зовнішньої зони), а також до міоценових  відкладів (49,4 %).  

Колектори мезозойських відкладів представлені теригенно-вапняковими  породами. Для юрських відкладів характерні тріщинуваті і кавернозні вапняки, а для  крейдових – піщаники з ефективною пористістю 18 – 23 %. У мезозойських  відкладах відомі газові родовища: Більче-Волицьке, Угерське, Рудківське,  Залужанське, Лопарське та інші. 

Продуктивні горизонти міоцену (карпатій, баденій, сармат) представлені  піщаними, деколи вулканогенними породами з ефективною пористістю 10 – 25 %. У  цих горизонтах відкриті Віжомлянське, Гаївське, Летнянське, Любашівське та інші  газові родовища. 

В границях Внутрішньої зони Передкарпатського прогину найбільш  перспективними є палеогенові відклади. У цих відкладах відкриті Бориславське,  Битків-Бабчинське, Долинське, Старосамбірське, Рожнятівське,  Південногвіздецьке, Микуличинське та багато інших нафтових і газових родовищ. 

Основними стратиграфічними підрозділами продуктивних відкладів є  ямненська (палеоцен), манявська (нижній еоцен), вигодська (середній еоцен),  бистрицька (верхній еоцен) світи, нижньо-, середньо-, верхньоменілітова (олігоцен)  підсвіти, а також поляницька світа. 

Породи ямненської світи представлені в основному масивними піщаниками  з рідкими прошарками аргілітів, гравелітів та конгломералітів. Їх пористість  змінюється від 2 – 4 до 12 – 16 %. Породи з підвищеною пористістю мають  проникність 0,009 – 0,13 мкм2. 

Манявська світа складена тонкоритмічним чергуванням невапнякових  аргілітів з прошарками щільних алевролітів та піщаників. Іноді в пісковиках  зустрічаються тріщини, орієнтовані перпендикулярно нашаруванню, які заповнені  легким бітумом. В алевролітах зустрічаються тріщини тектонічного походження,  по-різному направлені, частково розкриті. Породи з пористістю 12 – 14 %  поширені на родовищі Північна Долина. Міжзернова проникність піщано алевролітових порід змінюється від тисячних долей до 0,026 мкм2. Піщаники  високої пористості мають проникність до 0,26 мкм2(родовище Старуня).  Фільтраційні властивості цих порід значно поліпшені за рахунок тріщинності в  алевролітах. Їх тріщинна проникність змінюється від 0,0001 до 1 – 2 мкм2 (в  середньому 0,01 – 0,02 мкм2). Пористість аргілітів складає 2,5 – 12,2 %. 

Вигодська світа складена з піщаників і алевролітів з рідкими тонкими  прошарками аргілітів. Піщаники масивні, товстошарові, різнозернові, деколи  тріщинні. Алевроліти сірі, кварцові, дуже щільні, перебиті системою 

11 

слабозвилистих тріщин, що пересікаються між собою. Тут зустрічаються колектори  з пористістю 10 – 15 %. Проникність змінюється від 0,0001 до 0,12 мкм2, а її  середнє значення 0,025 – 0,03 мкм2. Вигодські піщаники і алевроліти відносяться  до порових колекторів середньої ємності і середньої проникності та володіють  кращими колекторськими властивостями в палеогенових відкладах. 

Бистрицька світа представлена чергуванням піщаників, алевролітів та  аргілітів з перевагою останніх. В пісковиках зустрічається велика кількість тріщин  з розкриттям 0,1 – 0,2 мм. В алевролітах їх розкритість складає 0,05 – 0,1мм. В  загальному колекторські властивості бистрицької світи є низькими. Порові  колектори знаходяться в основному в склепінній частині; в напрямку від осі  структури пористість зменшується до 5 – 10 %, а ще далі стає меншою 5 %.  

Нижньоменілітова підсвіта складена піщаниками та алевролітами.  Піщаники характеризуються низькою пористістю і вони майже непроникні. Лише в  склепеневій частині структур спостерігається більш висока пористість (12 – 15 %).  В алевролітах більш розвинута тріщинність, ніж в піщаниках, а їх розкриття  складає 0,03 – 0,05 мм. В південносхідному напрямку Передкарпатського прогину  (родовища Розсільна, Старуня, Гвізд) проникність піщаників підвищується і в  окремих прошарках досягає 0,5 мкм2. 

Середньоменілітова підсвіта складена пошаруваннями аргілітів, алевролітів  і піщаників. Кращими колекторськими властивостями володіють прошарки  слабозцементованих піщаників, їх пористість 10 – 17 %, проникність 0,045 мкм2. В  щільних, дуже зцементованих алевролітах добре розвинуті тріщини, які  підвищують фільтраційні властивості порід. Верхньоменілітова підсвіта  складається з піщаників, алевролітів та аргілітів. Пористість піщаників та  алевролітів до 6 – 7 %, міжзернова проникність до 0,002 мкм2. Тріщини збільшують  проникність до 0,1 – 1 мкм2. 

Породи всіх трьох менілітових підсвіт відносяться до малопроникних і лише  десята їх частина має міжзернову проникність до 0,05 мкм2. В той же час висока  продуктивність свердловин, які експлуатують менілітові відклади, вказує на те, що  ці породи мають добрі фільтраційні властивості за рахунок тріщин, які є  характерними для флішових відкладів. 

Нафтоносність поляницьких відкладів незначна і прив’язана до лінз та  окремих прошарків піщаних порід. 

Карпатська складчаста нафтоносна область є незначною щодо видобутку  нафти і газу, що зумовлено недостатнім вивченням її геологічної будови і  нафтогазоносності. Найбільш перспективними вважаються палеогенові (стрийська і  ямненська світи) відклади. З ямненськими піщаниками пов’язані Стрільбицьке і  один із покладів Битків-Бабченського нафтових родовищ. У меншій мірі  перспективи нафтоносності (за Ю.З. Крупським) пов’язані з верхньокрейдовими і  нижньокрейдовими відкладами. 

Закарпатська газоносна область відноситься до перспективних і  недостатньо вивчених, на даний час тут відкрито декілька газових родовищ 

12 

(Солотвинське, Русько-Комарівське, Королівське, Станівське). Поклади газу  відносяться до мезозойських і неогенових відкладів, колекторські властивості яких  невисокі. 

Для Солотвинського газового родовища продуктивні горизонти новоселицької  світи бадену представлені туфами і туфітами, пористість яких складає 6 – 13 %.  Важливе значення має тріщинуватість, викликана близькістю поздовжнього і  поперечного порушень. 

Газові поклади Русько-Комарівського родовища пов’язані з піщаниками  баденію (ефективна товщина 7 – 11 м, пористість 14 – 18 %), доробратівської  (ефективна товщина 4 – 31 м, пористість 9 – 21 %) і луківської (ефективна товщина  до 12 м, пористість до 18 %) світ сармату.  

Газовий поклад Королівського родовища відкритий у піщаниках панону (пористість 12 – 14 %), а Станівського родовища – у піщаниках сармату. 

Причорноморсько-Кримська нафтогазоносна провінція охоплює Західне  і Північне Причорномор’я, Кримський півострів, північно-західний і  прикерченський шельфи Чорного і акваторію Азовського морів. На даний час у  провінції відкрита низка родовищ газу (Глібовське, Задорненське, Карловське,  Джанкойське, Східно-Казантіпське, Північно-Булганацьке та ін.), газоконденсату  (Архангельське, Голицинське, Тетянівське, Штормове та ін.) і нафти (Мисове,  Малобабчикське, Приозерне, Семенівське та ін. ).  

У Причорноморсько-Кримській нафтогазоносній провінції за умовами  залягання покладів газу і нафти, літолого-фаціальними і структурно-тектонічними  особливостями виділяються чотири нафтогазоносних (нижньокрейдовий,  верхньокрейдовий – еоценовий, майкопський, неогеновий) і два перспективних  (рифей-палеозойський, тріас-юрський) комплекси.  

Нижньокрейдовий комплекс характеризується регіональною  

нафтогазоносністю і є одним із основних об’єктів для пошуків покладів нафти і  газу. Представлений товщою (до 2500 м) піщано-глинистих і вулканокластичних  порід, у розрізі яких вміщуються горизонти з ємнісними і екрануючими  властивостями. Фільтраційні властивості колекторів (піщаників і алевролітів)  зумовлені гранулярною і тріщинною пористістю. Загальна товщина піщано алевролітових горизонтів досягає 50 – 60 м, а ефективна – від 10 до 31 м.  Пористість колекторів складає 5 – 13 %. 

Верхньокрейдовий – еоценовий комплекс регіонально нафтогазоносний і  складений карбонатною формацією, яка виражена в основному вапняками і  мергелями з підпорядкованими прошарками глин, піщаників і алевролітів.  Виділяються порові колектори (піщаники, алевроліти) з пористістю 6 – 35 % і  проникністю (0,01 – 0,9)10-3мкм2, а також тріщиннопорові колектори (вапняки) з  пористістю 2 – 45 % та проникністю 0,5·10-3 мкм2. 

Майкопський комплекс також характеризується регіональною  нафтогазоносністю і представлений одноманітним літологічним складом. У розрізі  комплексу переважають глини, товщина піщано-алевролітових відкладів рідко 

13 

перевищує 20 %. Пористість піщано-алевролітових колекторів 11,7 – 39 %,  проникність до 8,2·10-3 мкм2. 

Неогеновий комплекс складений різноманітними теригенними і карбонатними  породами. Їх товщина на окремих ділянках більша 100 м. Продуктивні горизонти в  комплексі представлені піщаниками і вапняками середнього і верхнього міоцену з  пористістю 20 – 40 % та проникністю 0,15 – 0,20 мкм2. 

Рифей-палеозойський перспективний комплекс поширений у Західному  Причорномор’ї, представлений в основному теригенними (піщаники, алевроліти,  глини) і карбонатними (вапняки, доломіти, ангідрити) породами. 

Тріас-юрський перспективний комплекс складений теригенними і  карбонатними породами з низькими колекторськими властивостями (пористість 1 – 3 % і рідко досягає 5 %, проникність до 0,001 мкм2). Фільтраційно-ємнісні  характеристики колекторів значно підвищуються внаслідок їх тріщинуватості. 

Більш повна інформація про властивості колекторів і пластових флюїдів  нафтогазових родовищ України наведена в атласі (Атлас родовищ нафти і газу  України. В 6-ти т. / За ред. М.М. Іванюти, В.О. Федишина, Б.І. Денеги та ін. – Львів: УНГА, 1998.). 

ЛІТЕРАТУРА 

1. Атлас родовищ нафти і газу України: В 6-ти т. Т.1 / За ред. М.М. Іванюти, В.О.  Федишина, Б.І. Денеги та ін. – Львів: УНГА, 1998. – 494 с. 

2. Атлас родовищ нафти і газу України: В 6-ти т. Т.2 / За ред. М.М. Іванюти, В.О.  Федишина, Б.І. Денеги та ін. – Львів: УНГА, 1998. – С. 495 – 924. 

3. Атлас родовищ нафти і газу України: В 6-ти т. Т.3 / За ред. М.М. Іванюти, В.О.  Федишина, Б.І. Денеги та ін. – Львів: УНГА, 1999. – С. 925 – 1424. 

4. Атлас родовищ нафти і газу України: В 6-ти т. Т.4 / За ред. М.М. Іванюти, В.О.  Федишина, Б.І. Денеги та ін. – Львів: УНГА, 1998. – 328 с. 

5. Атлас родовищ нафти і газу України: В 6-ти т. Т.5 / За ред. М.М. Іванюти, В.О.  Федишина, Б.І. Денеги та ін. – Львів: УНГА, 1998. – 705 с. 

6. Атлас родовищ нафти і газу України: В 6-ти т. Т.6 / За ред. М.М. Іванюти, В.О.  Федишина, Б.І. Денеги та ін. – Львів: УНГА, 1998. – 222 с. 

7. Геология и нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины. Стратиграфія /  Д.Е. Айзенверг, О.И. Берченко, Н.Е. Бражникова и др. – К.: Наукова думка, 1988.  – 148 с.  

8. Нефтегазоносные провинции Украины / Г.Н. Доленко, Л.Т. Бойчевская, М.В.  Бойчук и др. – К.: Наукова думка, 1985. – 172 с.  

9. Федишин В.О. Низькопористі породи – колектори газу промислового значення.  – К.: УкрДГРІ, 2005. – 148 с.

14 

10. Яремійчук Р.С., Яремійчук Я.С. Освоєння свердловин: Довідникове видання.  – Львів: Центр Європи, 2007. - 368 с. 

11. Буріння свердловин: Довідник: У 5 т./ М.А.Мислюк, І.Й.Рибчич.–К.: Інтерпрес  ЛТД, 2012, Т.1: Загальні відомості. Бурові установки. Обладнання та інструмент.  - 367 с. 

12. Довідник з нафтогазової справи/За ред. В.С.Бойка, Р.М.Кондрата,  Р.С.Яремійчука. – Львів,1996. – 620 с. 

13. Українська нафтогазова енциклопедія/за загальною редакцією В.С.Івасишина.  –Львів:Сполом, 2016. - 603 с. 

14. Світлицький В.М., Стельмах О.Р., Світлицька І.В. Геологічні основи та теорія  пошуків і розвідки родовищ нафти і газу. –К.: Інтерпрес ЛТД,2010. -390 с.

15