ОСОБЛИВОСТІ ГІДРОГЕОЛОГІЧНИХ І ТЕРМОБАРИЧНИХ УМОВ ВАЛЮХІВСЬКОГО НАФТОГАЗОКОНДЕНСАТНОГО РОДОВИЩА

Олександр  НІМЕЦЬ; Дмитро  НІМЕЦЬ; Дмитро  ЧОМКО; Ігор  УДАЛОВ

doi:10.17721/1728-2713.106.11

Автор(и)

Олександр НІМЕЦЬ Український науково-дослідний інститут природних газів, Харків, Україна
Дмитро НІМЕЦЬ Український науково-дослідний інститут природних газів, Харків, Україна
Дмитро ЧОМКО Київський національний університет імені Тараса Шевченка, Київ, Україна
Ігор УДАЛОВ Харківський національний університет ім. В. Н. Каразіна, Харків, Україна

DOI:

https://doi.org/10.17721/1728-2713.106.11

Ключові слова:

Дніпровсько-Донецька западина, гідрогеодинамічні системи, елізійна гідрогеологічна зона, термодегідратаційна гідрогеологічна зона, аномально високі пластові тиски, катагенетичний флюїдоупор

Анотація

Вступ. Нині практичними завданнями нафтогазової геології є пошуково-розвідувальні роботи, освоєння надр, розробка нафтових і газових родовищ та багато інших, пов'язаних з великим колом суміжних наук, таких як техногенне навантаження на геологічне середовище, екологічні та гідрогеологічні питання впливу нафтогазових родовищ на питні води тощо. У пропонованій роботі розглянуто гідрогеологічні та термобаричні умови Валюхівського нафтогазоконденсатного родовища (НГКР), що розміщене в зоні зчленування північної прибортової зони і центральної приосьової зони Дніпровсько- Донецької западини (ДДЗ).

Методи. Пропонований методичний підхід ґрунтується на теоретичних уявленнях, що регіональні геотермічні аномалії можуть утворюватися лише вуглеводневими (метановими) газами внаслідок їхньої вертикальної міграції. Отже, пріоритетними є пошуки ділянок у межах нафтогазоносних басейнів, які внаслідок дії певних факторів (неотектонічні рухи тощо) характеризуються підвищеними значеннями геотемпературного поля. На наступному етапі визначаємо гідрогеологічні умови розрізу, досліджуємо їхній зв'язок з нафтогазоносністю регіону. Надалі з'ясовуємо газогеохімічні умови розрізу, встановлюємо зв'язки компонентного складу вільних газів з глибиною і сучасними пластовими температурами.

Результати. Валюхівське НГКР з позиції гідрогеології цікаве тим, що у його розрізі у межах нижнього гідрогеологічного поверху набуває розвитку термодегідратаційна гідрогеологічна зона та пов'язані з нею явища – аномально високі пластові тиски тощо. Крім того, термодегідратаційна зона тут є не тільки величезною зоною міграції вуглеводнів, а ще й містить їхні промислові скупчення у відкладах турнейського та фаменського ярусів.

Висновки. На підставі проведеного аналізу було встановлено, що катагенетичний флюїдоупор (КФУ) в розрізі родовища залягає в інтервалі глибин 4,6–5,0 км та має неоднорідність нижнього гідрогеологічного поверху. Виділено дві гідро- геологічні зони: верхня – елізійна, розповсюджена в частині розрізу над КФУ, нижня зона – термодегідратаційна, набуває розвитку в частині розрізу під КФУ. Продуктивні горизонти Валюхівського НГКР відомі як у межах елізійної гідрогеологічної зони (ЕГЗ), так і в межах термодегідратаційної гідрогеологічної зони (ТДГЗ).

Ураховуючи отримані дані, можемо стверджувати, що геологічна обстановка глибоких горизонтів Валюхівського НГК родовища сприяє не лише вертикальній міграції вуглеводнів (ВВ) у межах ТДГЗ, а й накопиченню їх у промислових масштабах.

Посилання

Aplin, A. C., & Larter, S. R. (2005). Fluid flow, pore pressure, wettability, and leakage in mudstone cap rocks. Evaluating fault and cap rock seals, 1–12. American Association of Petroleum Geologists. Oklahoma.

Benko, V. M., Mayevsky, B. J., Lagutin, A. A., & Khomyn, V. R. (2013). Features of the geological structure and prospects of oil and gas content of the deeply zoned horizons of the Dnipro-Donetsk Depression. IFNTUOG [in Ukrainian].

Chomko, D. F., & Reva, M. V. (2017). Associated reservoir water as an important economic component of the functioning of oil producing enterprises in Ukraine. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, 77, 93–98 [in Ukrainian].

Ferran, L. M. (1973). Evolution of abnormally high and low pressured Morrow sands in north-western Oklahoma using well logs and water simple data. Univ. of Tulsa.

Hanson, P., Trigg, Т., Rachal, G., & Zamora, M. (1990). Investigation of Barite Sag in Weighted Drilling Fluids in Higlu Deviated Wells. SPE paper 20423 presented at the SPE Annual Conference and Exhibition. New Orlean, 23–26

Hast, N., & Nilson, T. (1958). Resept rock pressure in mines. Sver. Geol.undersökn, ser. Arsbok, Stookholm, 52, 3.

Kabyshev, Y., Vakarchuk, S., Strizhak, V., Dovzhok, T., Zeikan, A., Gladun, V., & Chepil, P. (2011). Current state of research on central basin type gas in the Dnipro-Donetsk depression. Ukrainian Geologist, 2, 120–125 [in Ukrainian].

Kapchenko, L. N. (1983). Hydrogeological bases of the theory of oil and gas accumulation. Nadra [in Ukrainian].

Kartsev, O. O. (1963). Hydrogeology of oil and gas fields. Derzhoptdruk [in Ukrainian].

Kartsev, O. O. (1980). Hydrogeological conditions of manifestation of superhydrostatic pressures in oil and gas bearing areas. Geology of Oil and Gas, 4, 40–43 [in Ukrainian].

Kolodii, V. V., & Nudik, B. I. (1980). Hydrogeochemical and geothermobaric conditions in deeply submerged Carboniferous horizons of the southeastern part of the Dnipro-Donetsk depression. Geology of Oil and Gas, 8, 41–48 [in Ukrainian].

Kolodiy, V. V., Kolodiy, I. V., & Mayevskiy, B. J. (2009). Oil and gas hydrogeology. Fakel [in Ukrainian].

Levoniuk, S. M., Samoilov, V. V., Udalov, I. V., & Petik, V. O. (2019). Ecological and hydrogeological factors of qualitative composition destabilization of drinking groundwater within the central part of DDAB. Bulletin of V. N. Karazin Kharkiv National University. Series "Geology. Geography. Ecology", 51, 207–220.

Lukin, O. Y. (2008). Devonian rifogenic-carbonate complexes of the Dnipro-Donetsk Basin and the prospect of their oil and gas content. Geological Journal, 3, 7–27 [in Ukrainian].

Nimets, D. K. (2008). Hydrodynamic and hydrogas-chemical zonation of the southern nearshore zone and the adjacent monocline. V. N. Karazin Kharkiv National University Bulletin. Series "Rational Nature Management", 804, 128–138 [in Ukrainian].

Nimets, D. K. (2011). Hydrochemical conditions of the southern coastal zone of the Dnipro-Donetsk depression. V. N. Karazin Kharkiv National University Bulletin. Series "Rational Nature Management", 986, 51–56 [in Ukrainian].

Nimets, D. K. (2014). Hydrogeological conditions of the central part of the southern coastal zone of the Dnipro-Donetsk depression in connection with oil and gas bearing capacity [Thesis for the degree of Candidate of Geological Sciences, V. N. Karazin Kharkiv National University]. ENPUIR [in Ukrainian]. https://irbis-nbuv.gov.ua/cgi-bin/irbis64r_81/РА406264

Nimets, O. D. (2013). Hydrogeological conditions of the southern coastal zone of the Dnipro-Donetsk depression. Theses of research works of students-members of the Kharkiv territorial branch of the Minor Academy of Sciences of Ukraine (р. 230–231). Kharkiv [in Ukrainian].

Nimets, O. D. (2014). Thermobaric conditions of the southern coastal zone of the Dnipro-Donetsk depression. Theses of research works of students- members of the Kharkiv territorial branch of the Minor Academy of Sciences of Ukraine (р. 181–182). Kharkiv [in Ukrainian].

Novosiletsky, R. M. (1969). Reservoir fluid pressures in the subsoil of Ukraine. Technics [in Ukrainian].

Orlov, O. O. (1980). Anomalous reservoir pressures in oil and gas bearing objects of Ukraine. Lviv University Press [in Ukrainian].

Orlov, O. O., Evdoshchuk, M. I., Omelchenko, V. G., & Trubenko, O. M. (2007a). The concept of geodynamic origin of anomalous reservoir pressures in the Earth's crustal shell. Exploration and Development of Oil and Gas Fields, 3(1), 18–22 [in Ukrainian].

Orlov, O. O., Evdoshchuk, M. I., Omelchenko, V. G., & Trubenko, O. M. (2007b). The concept of geodynamic origin of anomalous reservoir pressures in the crustal shell. Exploration and Development of Oil and Gas Fields, 4(2), 30–40 [in Ukrainian].

Osadchii, V. G., Lurie, A. I., & Erofiev, V. F. (1976). Geothermal criteria of oil and gas bearing capacity. Scientific thought [in Ukrainian].

Petin, A. M., Nemets, K. A., Nemets, D. K., & Nemets, O. D. (2013). To the methodology of hydrocarbon accumulation forecasting based on the results of geothermal and hydro-geological studies. Modern problems of science and education, 6, 6–11 [in Ukrainian].

Reshetov, I. K., Chomko, F. V., & Chomko, D. F. (2004). Associated industrial waters of oil fields – a source of pollution of the Buchach-Kaniv horizon. Bulletin of the Ukrainian House of Economic and Scientific and Technical Knowledge, 53–57 [in Ukrainian].

Song, Ge. (2015). Coupling model of transient temperature and pressure in gas wells. Chengdu

Tereshchenko, V. O. (1987). Hydrodynamic structure of the lower hydrogeological floor of the Dnipro-Donetsk artesian basin. Bulletin of Kharkiv University. Series "Rational Nature Management", 306, 48–50 [in Ukrainian].

Tereshchenko, V. O. (2001). Hydrodynamic model of the Dnipro-Donetsk artesian basin. Bulletin of Kharkiv University. Series "Rational Nature Management", 521, 102–105 [in Ukrainian].

Trick, M. D. (2003). Comparison of Correlations For Predicting Wellbore Pressure Losses in Gas-Condensate and Gas-Water Wells. 1 Canadian international petroleum conference, 3–19

Udalov, I. V. (2016). Transformation of the geological environment under the influence of anthropogenic processes in the conditions of the North- Eastern Donbass. V. N. Karazin Kharkiv National University [in Ukrainian].

Wu, Y., & Bai, B. (2009). Efеcient Simulation for Low-Salinity Water-Еoo ding in Porous and Fractured Reservoirs. SPE 118830:SPE Reservoir Si mulation Symposium held in The Woodlands, Texas, USA.

Zaritsky, O. P., & Zinenko, I. I. (1991). Interrelation of hydrogeological zonation with gas content of the Dnipro-Donetsk depression. In New materials on water pressure systems of super large gas and gas condensate fields (р. 69–80). VNIIGaz [in Ukrainian].