Переміщені блоки перекриття соляних діапірів Дніпровсько-Донецької западини як новий об’єкт пошуку значних за запасами покладів вуглеводнів
DOI:
https://doi.org/10.24028/gj.v44i4.264843Ключові слова:
Дніпровсько-Донецька западина, нафтогазоносність, соляні діапіри, переміщені блоки, рафтиАнотація
В умовах центральної приосьової частини Дніпровсько-Донецької западини, в околі одного з найбільших на цій території соляних штоків, уперше виділено нові геологічні утворення — переміщені блоки перекриття соляних діапірів. Це стало можливим завдяки проведенню сучасних площинних високоточних гравіметричних і магнітометричних досліджень та їх 3D інверсії в комплексі із результатами раніше виконаних сейсмічних робіт та наявних геофізичних досліджень у свердловинах.
Суперпозиція гравітаційних лінеаментів з положенням пробурених у межах ділянки досліджень свердловин, які під утвореннями пермі та верхнього карбону розкрили породи середнього і нижнього карбону у крутопоставленому заляганні, дала змогу запропонувати модель формування переміщених блоків перекриття діапіру, що передбачає наявність галокінетичної активізації на початку пізнього карбону.
Як аналоги галокінетичних деформацій, що зумовили утворення переміщених блоків, розглянуто рафти (rafts) та карапаси (carapaces) Мексиканської затоки.
За густиною кам’яновугільних порід у зоні переміщених блоків їх нафтогазонасичення оцінюється як високо ймовірне. Як можливі резервуари прогнозних покладів вуглеводнів розглядаються як колектори переміщених блоків, так і прилеглі резервуари вміщуючого розрізу верхнього карбону, а також нижчезалягаюча товща середнього карбону. Оцінювання інших елементів нафтової системи (очікуваний тип і якість колектору, наявність покришок, наявність умов для нафтогазогенерації) ґрунтується на родовищах-аналогах з Дніпровсько-Донецької западини та Мексиканської затоки.
Сумарні ресурси вуглеводнів Q50 (Р50) переміщених блоків у межах досліджуваної території оцінено у більш як 150 млн т умовного палива.
Посилання
Arsiriy, Yu.O. Ivanyuta, M.M., Fedyshyn, V.O., Denega, B.O., & Lazaruk, Ya.G. (1998). Atlas of oil and gas fields of Ukraine. Volume III. Eastern oil and gas region. In (Ed. Board). In Atlas of oil and gas fields of Ukraine. Six volumes (рр. 932—1421). Ukrainian oil and gas academy (in Ukrainian).
Ivanyuta, M.M. (Ed.). (1998). Atlas of oil and gas deposits of Ukraine: in 6 vols. Lviv: Publication of the Ukrainian Oil and Gas Academy (in Ukrainian).
Vakarchuk, S.G. (2003). Geology, lithology and facies of Visean carbonates within central part of the Dnieper-Donetsk basin in the context of their oil and gas potential. Extended abstract of Doctor¢s thesis (in Ukrainian).
Seismic survey report for the north-western part of the Novoukrainsk gas-condensate field of the central part of the DDB in 1996—2000. (2000). SGE «Ukrgeophysica» (in Ukrainian).
Zeikan, O.Yu., Gladun, V.V., Maksimchuk, P.Ya., Chepil, P.M., Dudnikov, M.S., Gusachenko, V.O., Dovzhok, T.E., Vakarchuk, S.G., Kharchenko, M.V., Strizhak, V.P., & Shevchenko, O.A. (2013). The first oil field discovery by the national joint-stock company Naftogaz of Ukraine in the Dnieper-Donetsk basin. Heolohichnyy Zhurnal, (3), 26—32 (in Ukrainian).
Kityk, V.I. (1966). Salt structures and principles of their formation (basing on the data from the Dnieper-Donetsk basin and other salt basins). Doctor¢s thesis (in Russian).
Kryvulya, S., Lagutin, A., Zagorodnov, A., Goryainova, O., & Poverinny, S. (2012). Struc¬ture and facies features of the stratigraphic trap of productive horizon G-6 (2) of the Kobziv gas condensate field. Exploration and development of oil and gas fields, (3) (in Ukrainian).
Krivulya, S.V., Lizanets, A.V., & Machuzhak, M.I. (2016). Gaspotential and geological structure of deep horizons of Shebelinsky gascondensate field. Oil and gas industry of Ukraine, (3), 7—12 (in Ukrainian).
Lukin, A.E. (2020). Early ViseanEuxine basin in the Paleotetis system (in the light of modern data). Geology and minerals of the World Ocean, 16(2), 24—48 (in Russian).
Lukin, A.E. (2014). Hydrocarbon potential of great depths and its exploration perspective in Ukraine. Vestnik NAN Ukrainy, (5), 31—36 (in Russian).
Lukin, A., Benko, V., Gladun, V., Zdorovenko, M., Mezhuev, V., Ogar, V., Sergiy, G., Tsekha, O., & Shchukin, N. (2005). Bogatoisko-Orelsko-Zatyshnyanskymagaatoll as a large area of oil and gas accumulation in the southeastern part of the Dnieper-Donetsk basin. Geologist of Ukraine, (1), 30—42 (in Russian).
Lukin, A.E., Gafich, I.P., Makogon, V.V., & Kholodnykh, A.B. (2016). Oil and gas potential of deep Walsortian carbonate mounds in the central part of the Dnieper-Donetsk basin. Doklady NAN Ukrainy, (8), 70—78 (in Russian).
Lukin, A.E., & Goncharov, G.G. (2015). Explosive breccias as lithogeodynamic indicator of the initial stage of salt diapirism. Heolohichnyy Zhurnal, (4), 7—30 (in Russian).
Lukin, A.E., & Shestopalov, V.M. (2018). From new geological paradigm to the problems of regional geological-geophysical survey. Geofizicheskiy Zhurnal, 40(4), 3—72. https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v40i4.2018.140610 (in Russian).
Mykhailov, V.A., & Yemets, O.V. (2014). Thermal maturationof the organicmatterintheDnieper-Donetskbasinin the context of exploration for unconventionalgas accumulations. Bulletin of the Kyiv National University. Geology, 64 (1), 48—53 (in Ukrainian).
Petrovsky, A.P. (2004). Information support and model concepts of integral interpretation of geological and geophysical data during exploration of oil and gas structures. Geofizicheskiy Zhurnal, 26(3), 77—86 (in Russian).
Petrovsky, O.P., Kobrunov, O.I., Ganzhenko, N.S., & Suyatinov, V.M. (2003). Automated system of quantitative complex interpretation of geophysical data GCIS as the basis of the Technology of integral interpretation of geological and geophysical information in oil and gas exploration. Geoinformatics, (2), 25—34 (in Ukrainian).
Shchurov, I.V., Gafich, I.P., & Doroshenko, O.S. (2018). Effective use of resource potential of knownoil and gas fields as one of the ways to increase gas production and strengthen Ukraine’s energy independence. Oil and gas industry of Ukraine, (2), 5—11 (in Ukrainian).
Chirvinskaya, M.V. (1977). Dniepr-DonetsBasin (Aulocogen). In N.B. Nevolin, & N.Ya. Kunin (Eds.), Geological structure and oil-and-gas prospects of salt dome intracontinental basins from geophysical data (pp. 201—221). Moscow: Nedra (in Russian).
Fernández, O., Habermüller, M., & Grasemann, B. (2020). Hooked on salt: Rethinking Alpine tectonics in Hallstatt (Eastern Alps, Austria). Geology, 49(3), 325—329. https://doi.org/10. 1130/G47981.1.
Fiduk, J.C., Clippard, M., Power, S., Robertson, V., Rodriguez, L., Ajose, O., Fernandez, D., & Smith, D. (2014). Origin, Transportation, and Deformation of Mesozoic Carbonate Rafts in the Northern Gulf of Mexico. GCAGS Journal, 3, 20—32.
Hart, W., Jaminski, J., & Albertin, M. (2004). Recognition and exploration significance of supra-salt stratal carapaces. In Post, P.J., Ol¬son, D.L., Lyons, K.T., Palmes, S.L., Harrison, P.F., Rosen, N.C. (Eds.), Salt Sediment Interactions and Hydrocarbon Prospectivity Concepts, Applications and Case Studies for the 21st Century. SEPM Society for Sedimentary Geo¬logy (Vol. 24, pp. 166—199). https://doi.org/ 10.5724/gcs.04.24.0166.
Jackson, M.P., & Hudec, M.R. (2017). Salt Tectonics. Principles and Practice. Cambridge University Press. https://doi.org/10.1017/97811390 03988.
Kilby, R.E., Diegel, F.A., & Styzen, M.J. (2008). Age of sediments encasing allochthonous salt in the Gulf of Mexico: Clues to emplacement history. Online Journal for E&P Geoscientists. AAPG Search and Discovery Article.
Mello, U.T., Karner, G.D., & Anderson, R.N. (1995). Role of salt in restraining the maturation of subsalt source rocks. Marine and Petroleum Geology, 12(7), 697—716. https://doi.org/ 10.1016/0264-8172(95)93596-V.
Petrovska, T.О., Petrovskyy, O.P. Tsihovska, O.M., & Trachuk, A.Ju. (2021). Carapaces of the Dnieper-Donets Basin as a New Exploration Target. Paper presented at the SPE Eastern Europe Subsurface Conference, Kyiv, Uk¬rai¬ne, November 22—23, 21 p. https://doi.org/10. 2118/208538-MS.
Pilcher, R.S., Kilsdonk, B., & Trude, J. (2011). Primary basins andtheir boundaries in the deep-water northern Gulf of Mexico: Origin, trap styles, and petroleum system implications. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 95, 219—240.
Rowan, M. (2020). AAPG Salt Basins TIG Webinar. Retrieved from https://www.youtube.com/watch?v=ZWmTT4DiU4M&list=WL.
Schultz-Ela, D.D., Jackson, M.P., & Vendeville, B.C. (1993). Mechanics of active salt diapirism. Tectonophysics, 228, 275—312. https://doi.org/ 10.1016/0040-1951(93)90345-K.
Selley, R.C. (2012). Elements of Petroleum Geology.Second Edition. Department of Geology Impe¬rial College London.
Shell starts production at Appomattox in the Gulf of Mexico. (2019). Retrieved from https://www.shell.com/media/news-and-media-releases/2019/shell-starts-production-at-appomattox-in-the-gulf-of-mexico.html.
Stovba, S., Stephenson, R.A., & Kivshik, M. (1996). Structural features and evolution of the Dniepr-Donets Basin, Ukraine, from regional seismic reflection profiles. Tectonophysics, 268, 127—147. https://doi.org/10.1016/S0040-1951(96) 00222-3.
Stovba, S.M., & Stephenson, R.A. (2003). Style and timing of salt tectonics in the Dniepr-Donets Basin (Ukraine): implications for triggering and driving mechanisms of salt movement in sedimentary basins. Marine and Petroleum Geology, 19, 1169—1189. https://doi.org/10.1016/S0264-8172(03)00023-0.
Ulmishek, G.F. (2003). Petroleum Geology and Resources of the Dnieper-Donets Basin, Ukraine and Russia. U.S. Geological Survey Bulletin 2201-E. U.S. Department of the Interior. U.S. Geological Survey. Retrieved from http://geology.cr.usgs.gov/pub/bulletins/b2201-e/.
U.S. Department of the Interior. Bureau of Ocean Energy Management. (2020). HPHT Production in the Gulf of Mexico. Retrieved from https://www.boem.gov/sites/default/files/documents/about-boem/HPHT-Production-in-the-GOM.pdf.
Zhuo, Q.G., Meng, F.W., Zhao, M.J., Li, Y., Lu, X.S., & Ni, P. (2016). The salt chimney effect: delay of thermal evolution of deep hydrocarbon source rocks due to high thermal conductivity of evaporites. Geofluids, 16, 440—451. https://doi.org/10.1111/gfl.12162.
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.
1. Автори зберігають за собою авторські права на роботу і передають журналу право першої публікації разом з роботою, одночасно ліцензуючи її на умовах Creative Commons Attribution License, яка дозволяє іншим поширювати дану роботу з обов'язковим зазначенням авторства даної роботи і посиланням на оригінальну публікацію в цьому журналі .
2. Автори зберігають право укладати окремі, додаткові контрактні угоди на не ексклюзивне поширення версії роботи, опублікованої цим журналом (наприклад, розмістити її в університетському сховищі або опублікувати її в книзі), з посиланням на оригінальну публікацію в цьому журналі.
3. Авторам дозволяється розміщувати їх роботу в мережі Інтернет (наприклад, в університетському сховище або на їх персональному веб-сайті) до і під час процесу розгляду її даними журналом, так як це може привести до продуктивної обговоренню, а також до більшої кількості посилань на дану опубліковану роботу (Дивись The Effect of Open Access).
