Палеогеновые отложения – песчано-глинистые мощностью 30-180 м в Припятском прогибе и от 300-400 м до 700 м ( в глубоких депрессиях ) в Д – Д прогибе.
Неогеновые отложения распространены не повсеместно. Это континентальные песчано-глинистые образования мощностью 25-30 м ( Д – Д прогиб ) и 70-80 м ( Припятский прогиб ).
Четвертичные пески , супеси , морены мощностью 40-60 м иногда до 140-150 м .
НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ.
В Днепровско – Донецко – Припятском бассейне выделяют 6 нефтегазоносных комплексов.
1.Девонский подсолевой ( эйфельско – франский ) мощностью преимущественно от 0 до 3000 м. Делится на две части : нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.
Терригенная часть ( эйфельско-нижнефранская ) сложена преимущественно песчано-алевролитовыми отложениями. Коллекторы песчаники, алевролиты с ср. отк. порист. от 1 до 25%, прониц. от 0,1-80 до 100-150 мД. Мощность и литологический состав резко изменяются по площади.
Верхняя часть комплекса ( Саргаевско – Воронежская ) сложена карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями. Коллекторы трещиновато – кавернозные доломиты и известняки. Мощности горизонтов выдержаны , а емкостные свойства резко изменяются. Открытая пористость от 3 до 25%, проницаемость от 20 до 1000 мД. Улучшение емкостных свойств связано с зонами несогласий в кровле саргаевского , петинского и воронежского горизонтов.
Региональной покрышкой для комплекса служат глинисто-сульфатные евлановские и соленосные ливенские отложения. Продуктивен комплекс в Припятском прогибе. На долю комплекса приходилось около 21% нач. изведанных запасов нефти всего бассейна.
2. Межсолевой ( нижнефаменский ) комплекс. Мощность его от 0 до 1800 м . Сложен он известняками , доломитами ( Припятский прогиб ) и песчаниками, алевролитами ( Д-Д прогиб ) задонско-елецкого возраста. Для комплекса характерны резкие изменения мощностей ( до 0 в сводах крупных структур ).
С севера на юг в Припятском грабене отмечается глинизация комплекса, а в южной зоне преобладание терригенных пород. В разрезе выделяется от 4 до 6 продуктивных горизонта, пористость изменяется от 1 до 20 % и проницаемость от единиц до 1150 мД . Региональной покрышкой комплекса служит соленосная толща елецко-лебедянского возраста. Продуктивен комплекс в Припятском прогибе . На его долю приходилось около 20% от нач. разв. запасов нефти всего бассейна.
3. Нижнекаменноугольный комплекс мощностью 700-2000 м сложен в основном песчано-глинистыми породами с подчиненными прослоями карбонатных отложений. Глинистая толща разделяет комплекс на турнейско- нижневизейскую терригенно-карбонатную часть и верхневизейско-серпуховскую преимущественно терригенную. Коллекторы песчаники, алевролиты, из-ки. Всего в разрезе выделяется около 30 продуктивных горизонтов. Региональной покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения башкирского яруса. Продуктивен в Д-Д прогибе. На его долю приходилось около 20% нач. раз. запасов УВ. Коллекторские свойства невысокие ( пор. 8-10-15% ). Залежи литологически экранированные комбинированные.
4. Среднекаменноугольный комплекс мощностью 800-3000 м сложен терригенно-карбонатными породами, причем карбонатные пачки иногда достигают большой мощности. Коллекторы – песчаники, алевролиты, реже карбонатные отложения. Региональной покрышкой служат глины в верхней части московского яруса. Залежи нефти и газа в Д-Д прогибе. На его долю приходилось около 4% нач. разв. запасов УВ.
5. Верхнекаменноугольно – нижнепермский комплекс мощностью 1100-1360 м сложен терригенно-карбонатными и сульфатно-галогенными породами. Коллекторами в верхнем карбоне служат песчаники и алевролиты с высокой пористостью ( 25-35% ) и хорошей проницаемостью ( 600-1000 мД). Мощности и коллекторские свойства часто резко меняются , но встречаются и выдержанные пласты. Коллекторами в нижней перми служат трещиноватые и кавернозные карбонаты, ангидриты и песчаники. Залежи в этом комплексе пластовые и массивные. Региональной покрышкой служат глинистые породы Р2 или соли Р1. Продуктивен в Д – Д прогибе. На его долю приходилось более 60% нач. разв. запсов УВ бассейна.
6. Верхнепермско – мезозойский (Р2 – Т – J –К) комплекс мощностью 100-2000 м сложен терригенно-карбонатными породами. В нижней части коллекторы терригенные и карбонатные в Т1 и терригенные в Р2. Покрышкой для этой части комплекса служат красноцветные глины Т3. В верхней части комплекса коллекторы чаще всего песчаники в базальной пачке J . Покрышкой служат глины бат – байосского возраста. Продуктивен комплекс на ряде месторождений Д – Д прогиба. На его долю приходилось около 1% нач. разв. запасов бассейна.
Судя по данным, опубликованным в 2004 г ( И. И. Чебаненко и др. ) на северном борту Д –Д прогиба к ЮЗ и ЮВ от г. Харькова на 7 месторождениях выявлены промышленные залежи УВ ( нефть, газ, конденсат ) в кристаллических породах фундамента ( в коре выветривания и зонах разуплотнения до глубины 350 м от поверхности Ф). Максимальные притоки нефти 264 м.куб./с в скв. 1 Гашиновской площади, а газа до 0,5 млн. м.куб. ( юлиевское месторождение ).
Авторы этой публикации предлагают рассматривать фундамент как самостоятельный комплекс, особенно на тех участках, где породы фундамента длительное время подвергались выветриванию, а также в районах со значительными тектоническими напряжениями ( сжатиями, растяжениями ), в результате которых возникают зоны разуплотнения ( дилатансии ) горизонтально ориентированные. Представляют интерес и глубинные зоны деструкции за счет флюидо-геохимического превращения ряда минералов ( зоны глибинного выщелачивания ).
В Днепровско – Донецко – Припятском бассейне преобладают залежи пластовые. Встречаются тектонически, литологически и стратиграфически экранированные. Массивные редко встречаются, но в них основные запасы. В последние годы открыты залежи в комбинированных ловушках. Месторождения преобладают многопластовые, антиклинального типа, много м-ний связано с соляными структурами. Наиболее глубокая нефтяная залежь на Тростянецком месторождении (> 4920 м ) в турнейском ярусе, наиболее глубокая газовая залеж на Камышинской структуре в турнейском ярусе ( > 6050 м ). По типу флюидов залежи и месторождения разнообразные.
НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ.
Для бассейна характерна определенная площадная дифференцированность в распределении различных типов углеводородов. В СЗ части преобладают нефтяные углеводороды, в центральной – как газовые, так и нефтяные, на востоке, юго-востоке газовые. В целом разведанные запасы газа в бассейне значительно превышают запасы нефти и конденсата. Некоторые исследователи считают, что газовые месторождения ЮВ бассейна сформировались в результате миграции газов, генерировавшихся при метаморфизме угленосных толщ карбона Донбасса и его СЗ окраин.
По особенностям строения и характеру н/г в бассейне выделяют две НГО ( бассейна ) Припятскую и Днепровско – Донецкую.
Днепровско – Донецкая нефтегазоносная область занимает в основном Днепровско – Донецкий грабен и Придонецкую ступень. Продуктивны в области отложения от Д3 до J – К . Преобладают газовые и газоконденсатные залежи. Основной объем разведанных запасов сосредоточен в верхнекаменноугольно – нижнепермском и нижнекаменноугольном н/г комплексах.
По ососбенностям геологического строения и нефтегазоносности в области выделяют 7 нефтегазоносных районов, названия которых по разным источникам несколько отличаются. По материалам Л. В. Каламкарова ( 2003 г ) в области открыто > 150 месторождений: 85 газовых и г/к ; 8 газовых и н/г; 30 – нефтяных и 33 н/г/к .
В крайней СЗ части области выделяются Монастырищенковский ( Монастырищенковско – Прилукский ) нефтеносный район. Продуктивен преимущественно нижний карбон. Месторождение Прилукское , Монастырищенское и др.
Основной по добыче нефти Леляковско – Солоховский н/г район расположен восточнее, занимая часть центральной и южной прибортовой зоны. Продуктивны отложения от Д до J. Основные запасы УВ в С1 и С3 – Р1. Ряд месторождений открыт на глубинах > 5 км Луценковское, Яблуновское ( Д3, С1, С2 ).
В пределах наиболее погруженной части центральной зоны расположен основной по разведанным запасам и добыче газа Машевско - Шебелинский ( Орчиковский ) газоносный район. Нижнепермская соленосная толща здесь вместе с девонскими штоками образует сложные соляные тела грубовидной формы, осложняющие крупные валы субширотного простирания. Месторождения в основном связаны с межкупольными брахиантиклиналями. Оснвные запасы в С3 – Р1 комплексе. Шебелинское, Западно – Крестищенское, Ефремовское г. и г/к месторождения.
На западе северной прибортовой зоны выделяется Талалаевско – Рыбальский г/н район. Продуктивны отложения от С1 до J. М- ния связаны с солянокупольными стр-рами и блоковыми поднятиями, не осложненными соляным тектогенезом. Кагановское, Котелевское и др. м-ния.
В юго-восточной части северной прибортовой зоны выделяется Рябухинско – Северо – Голубовский газовый район. Район характеризуется слабым проявлением соляного тектогенеза. Здесь развиты приразломные структуры , малоамплитудные приразломные поднятия , структурные носы и террасы , осложняющие прибортовую моноклиналь. Основные газовые залежи в С2 . Балаклейское , Северо – Голубовское и др. м – ния.
В юго-восточной части южной прибортовой зоны расположен Руденковский г /н район (Зачепиловско-Левенцовский). Продуктивен в основном С и С2 Руденковское и др. месторождения.
На юго-востоке области в пределах Преддонецкий (Северо-Донбасский) газоносный район. Месторождения связаны со структурами блокового строения, сопряженными с разломами. Основные запасы газа связаны со С2 комплексом. Залежи пластовые сводовые и тектонически экранированные – Астаховское, Кондрашевское, Краснопоповское многопластовые газовые и газоконденсатные месторождения.