ІСТОРІЯ ГЕОЛОГІЧНОГО РОЗВИТКУ

В історії розвитку ДДЗ виділяють байкальський, герцинський, кімерійський та альпійський геотектонічні етапи. Фундамент ДДЗ формувався в археї і ранньому протерозої, між ними існують великі перерви та кутові незгідності.

Ділянки розвитку архейських порід характеризуються різними умовами осадконакопичення і метаморфізму. Вони розмежовані зонами глибинних розломів.

На можливість утворення байкальського комплексу вказували багато дослідників, передбачаючи можливість існування древнього грабена як родоначальника структури Дніпровсько-Донецького авлакогена.

У кембрії, ордовіку, силурі і ранньому девоні територія ДДЗ зазнала інверсії і була виведена з інтенсивного осадконакопичення. Геотектонічний режим був типово платформним.

Починаючи з пізнього девону вся територія регіону мала рифтовий характер розвитку. На цьому етапі формувався складний жолоб, що супроводжувалось виникненням розломів, вулканізмом, накопиченням різнофаціальних верхньодевонських відкладів з різким коливанням потужностей(від 0 до 5000м). Завершився етап крупною регіональною передкарбоновую перервою.

Герцинський етап в історії розвитку ДДЗ є основним, коли визначились найважливіші сучасні риси її будови. Розквіт етапу припадає на пізньовізейський час, коли широкою трансгресією моря було охоплено всі структурні форми палеожолоба і борти ДДЗ. Цей процес продовжувався і в серпуховський час, коли накопичувалися аргіліти, алевроліти, пісковики з прошарками вапняків, вугілля. Багато виступів почало занурюватись і перетворились на депресії.

Починаючи з середнього карбону басейн осадконакопичення скорочувався, збільшувалась кількість теригенних порід. В пермі теригенні відклади замінюються хемогенними утвореннями.

Закінчився герцинський етап розвитку ДДЗ інтенсивними передтріасовими підняттями, інтенсивним розмивом раніше накопичених відкладів.

На кіммерійському етапі розвитку ДДЗ тектонічний режим і умови накопичення стають типово платформними, коли мезозойські відклади плащеподібно перекривають палеозойський грабен, поширюються на борти. Тектонічні рухи ослабли і проявились по крайових глибинних розломах у вигляді флексур.

На початку альпійського геотектонічного етапу ДДЗ зазнала висхідних рухів у перед палеогеновий час, коли в Донецькій частині регіону відзначається найбільша активізація тектонічних процесів, велика перерва в осадконакопиченні, інтенсивний ріст валів, солянокупольних структур. Наприкінці етапу, в палеогеновий період, відбулось порівняно нетривале прогинання, а після регресії Харківського моря западина продовжувала формуватись як плікативна від’ємна структура, що накладена на палеозойський грабен.

 

 

ГІДРОГЕОЛОГІЯ

В гідрогеологічному відношенні район дослідження приурочений до Дніпровсько-Донецького артезіанського басейну.

Дніпровсько- Донецький артезіанський басейн є одним з найбільших в платформній Україні і в геоструктурнону відношенні приурочений до однойменної тектонічної западини. Ця западина заповнена потужною товщею палеозойських(девон, карбон, перм), мезозойських та кайнозойських відкладів, до яких приурочена система, поверхово змінючих один одного, водоносних горизонтів та комплексів. Найбільше значення для водопостачання мають хороші за якістю підземні води палеогенових, крейдових та юрських відкладів.

Гідрогеологічні умови нафтогазоносної області ДДЗ характеризуються наступними закономірностями. У розрізі западини виділяється два гідрогеологічних (гідродинамічних) поверхи. Верхній поверх, що включає водоносні горизонти кайнозою і крейди, повсюдно, а більш древні утворення (юра, тріас, місцями карбон) лише в периферичних частинах басейну на глибинах від 200-300 і до 1000-1200 м., характеризуються артезіанською циркуляцією інфільтрогенних, переважно прісних вод з газами атмосферного генезису. Поверх включає дві гідродинамічні зони - активного (кайнозой, верхня крейда) й сповільненого (сеноман-ніжня крейда і юра) водообміну і відповідає зоні гіпергенезу. Промислові поклади вуглеводів в цьому поверсі западини невідомі. Тут інколи зустрічаються лише невеликі нафтогазопрояви у вогнищах висхідного розвантаження з горизонтів нижнього поверху, пов'язані з соляними куполами і тектонічними порушеннями. Нижній гідрогеологічний поверх в центральній частині ДДЗ розташовується під бат-байоським регіональним флюїдоупором. До периферії його крівля переміщається в тріас, карбон, а потім він повністю вибивається клином в осадовому чохлі на бортах западини при глибині залягання фундаменту близько 1000 м. У нижньому поверсі також виділяються дві гідродинамічні зони. Верхня відкрита зона, відповідна зоні початкового катагенезу, розвинена до глибин 4-5 км. (на околицях Донбасу менше). Вона характеризується гідродинамічним режимом, близьким до застійного. Відсутність широкого латерального переміщення підземних вод підтверджується горизонтальним положенням контактів газ-вода і нафта-вода. У даній зоні розвинені седиментогенні розсоли від вельми слабких до вельми міцних, походження яких пов'язують з похованням і метаморфізаціею вод древніх басейнів седиментації різної солоності, в основному ропа раньоепермських і девонських евапоритових басейнів. До верхньої зони нижнього поверху приурочена абсолютна більшість виявлених в регіоні покладів нафти і газу.

В межах Козіївської площі є декілька водоносних горизонтів. По-перше, це водоносні горизонти у пісках полтавського ярусу і в четвертинних відкладах.

Полтавський водоносний горизонт. Цей горизонт відноситься до пісків полтавського ярусу, поширених тільки на водорозділових просторах. У долинах річок повністю відсутні. Породи, які поглинають воду представлені пісками, переважно дрібнозернистих, середньої потужності 15–20 м. Цей водоносний горизонт має порівняно невелику водомісткість. Для централізованого водозабезпечення Полтавський горизонт не використовується.

Харківський водоносний горизонт. Глибина залягання горизонту сягає 20–160 м. Водовміщуючі породи представлені зеленувато-сірими мілко-зернистими і тонкозернистими глауконіто-кварцевими пісками і піщаниками. Потужність водовмістких порід складає 4–30 м.

Крім вищесказаних водоносних горизонтів існують і інші, але вони мають менше практичне значення через невелику площу. Таким чином, внаслідок порівняно низької водомісткості водоносних горизонтів, вони не мають практичного значення для централізованого водозабеспечення.

Головним водоносним горизонтом,  має найбільше практичне значення у водопостачанні, є Канево-Бучатський водоносний горизонт. Дебіт свердловини коливається в широких межах від 2 до 25 м³ на рік, частіше 10–15 м³ на рік. За якісною оцінкою цього горизонту вода добра, мінералізація не перевищує 0,7 г/л.

Нижньокрейдовий водоносний горизонт представлений різнозернистими пісками з гравійними зернами кварцу.

Потужність водоносного комплексу складає близько 80 м. Глибина залягання цього комплексу 650–700 м. Характер водоносного комплексу – напірний. Висота напору 600–650 м. Статистичний рівень води знаходиться на глибині 54 м. Дебіт свердловин коливається в межах 15–18м³ на рік. За хімічним складом вода гідрокарбонатна кальцієво-натрієва з мінералізацією 0,6 г/л і має оцінку добре.

КОРИСНІ КОПАЛИНИ

Головними корисними копалинами досліджуваного району є нафта, піски, глина, суглинки.

Нафта.  Козіївське нафтове родовище експлуатується з 1975 року. У 1975 р. з відкладів візейського ярусу в інтервалі 4034-4042 м одержано фонтанний приплив нафти дебітом 118 т/добу через штуцер діаметром 6 мм.

Встановлена промислова нафтоносність відкладів серпуховського(горизонт С-21), візейського(горизонти В-14в, В-14н, В-15, В-16в, В-17в, В-21, В-22), турнейського(горизонт Т-1) та фаменського(Д-1) ярусів.

Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, рідше — літологічно обмежені. Колектори — пісковики.

 Режим покладів пружноводонапірний та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 — 4162 тис. т нафти; розчиненого газу — 1448 млн. м³. Вміст сірки у нафті 0,25-0,34 мас.%.

Дослідно-промислова експлуатація родовища розпочата у 1975 р. видобутком нафти з покладів горизонтів В-22 і Т-1. Вони є основним об’єктом розробки. Виробленність їх запасів не перевищує 42%. В цілому по родовищу цей показник становить 27%.

Темп річного видобутку нафти в середньому складає 2,1% початкових видобувних запасів. Максимальної його величини (3,8%) було досягнуто в 1991 р., на протязі якого було видобуто 157,3 тис. тон нафти. В умовах поступового зниження пластового тиску суттєве збільшення темпу відбору нафти у 1990-1991р. призвело до зростання обводненості продукції та збільшенню газового фактора. На 1.01.1994 р. розробляється лише поклади горизонтів В-22 і Т-1. Поточна нафтовіддача для них 0,14, в цілому для родовища 0,12. Режим розробки змінювався від пружного до малоактивного та водонапірного розчиненого газу в останні роки . У фонді видобувних свердловин налічується 3 одиниці, з яких 2 експлуатувалися механізованим способом і одна – фонтанним.

Піски, глина, суглинки. Невеликі кар’єри та копанки, які використовуються для місцевих потреб. Приурочені до відкладів кайнозою.

Прісні підземні води. На території є прісні підземні води, які використовуються для водопостачання (бучацько-канівський водоносний горизонт).

⇐ Предыдущая12345678

Поделиться: