asyan.org
добавить свой файл
1
ДНІПРОВСЬКО-ПРИП'ЯТСЬКА НАФТОГАЗОНОСНА ПРОВІНЦІЯ

Дніпровсько-Прип'ятська нафтогазоносна провінція тектонічно приурочена до Прип'ятсько-Дніпровсько-Донецького авлакогену Східноєвропейської платформи. Адміністративне вона розташована на території Гомельської, Могилевської і Мінської областей Білорусі та Чернігівської, Полтавської, Харківської, Сумської, Дніпропетровської, Донецької і Луганської областей України, а також займає частину Ростовської області Російської Федерації. Загальна площа провінції сягає 100 тис. км2.

У складі провінції виділено Дніпровсько-Донецьку і Прип 'ятську нафтогазоносні області.

ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКА НАФТОГАЗОНОСНА ОБЛАСТЬ

Область приурочена до однойменної тектонічної западини. Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ) має північно-західне простягання завдовжки до 950 км за ширини 100—150 км і є авлакогеном блокової будови, обмеженим регіональними розломами, що прослідковуються з північного заходу на південний схід за межі її території. За тектонічною схемою в її межах відокремлюються північний і південний борти (схили Воронезького кристалічного масиву та Українського щита) і Дніпровський грабен. Останній на заході через Брагинсько-Лоєвську сідловину межує із Прип'ят-ським грабеном, а на сході по шовному з'єднанню — із Донбасом і має структуру складної будови, в якій відбиваються поздовжні та поперечні тектонічні елементи. Поздовжніми є північна і південна прибортові зони, які характеризуються субмоноклінальним заляганням порід, та центральна (осьова) зона, у межах якої розвинуті найбільші вали і депресії.

У геологічному розрізі Дніпровсько-Донецької западини виділяють складчасту основу і платформний чохол. Виявлено, що останній представлений девонськими, кам'яновугільними, пермськими, тріасовими, юрськими, крейдовими, палеогеновими, неогеновими і четвертинними відкладами.

За даними геолого-геофізичних досліджень у південно-східній частині ДДЗ прогнозується розвиток рифейських і, можливо, нижньопалеозойських утворень. У літологічному відношенні розріз западини складають переважно теригенні породи. Крім того, тут розвинуті три соленосні товщі (нижньо-пермська, фаменська, франська), дві ефузивні в девоні, а також карбонатні — у верхній крейді, нижньобашкирському, нижньовізейському і турнейському ярусах. Сумарна товщина осадків змінюється від 1 до 16 км. Характерною особливістю будови Дніпровського грабена є розвиток солянокупольної тектоніки, зумовленої наявністю соленосних товщ. Соляна тектоніка має великий вплив на формування локальних структур.

Кристалічний фундамент прогину складений гнейсами різного петрографічного складу, амфіболітами, кристалічними сланцями, гранітами, а також комплексом основних і ультраосновних порід архейського та протерозойського віку, стратиграфічні і структурні взаємовідношення яких здебільшого нині не виявлено.

Перші геологічні основи високих перспектив нафтогазоносності ДДЗ були закладені в довоєнний період вивчення її будови, які грунтувались на фундаментальних дослідженнях Д. Є. Айзенверга, В. Г. Бондарчука, В. Б. Пор-фір'єва, В. О. Сельського та ін. Нині у межах ДДЗ відкрито понад 202 родовища, у тому числі 20 газових, 28 нафтових, 6 газонафтових та 99 газоконденсатних, у яких запаси газу становлять близько 74 %, нафти — майже 19 і конденсату — приблизно 7 %. Встановлено, що продуктивними осадовими комплексами регіональної нафтогазоносності є турнейсько-нижньовізейський і верхньовізейсько-серпуховський, локальної — тріас-юрський, субрегіонально-локальної — нижньопермсько-верхньокам'яновугільний, середньокам'яновугільний і субрегіональної — девонський. Основні поклади вуглеводнів у западині приурочені до кам'яновугільних і нижньопермських відкладів. Глибина залягання продуктивних комплексів змінюється від 400 до 6300 м.

Регіональними покришками є глинисто-сульфатні і соленосні відклади франського ярусу; соленосні товщі верхнього фамену; глинисті породи башкирського і московського ярусів; глинисті і соленосні відклади пермі; глини верхнього тріасу і байосу — бату.

Розподіл по стратиграфічному розрізу початкових геологічних ресурсів нафти і газу такий: девонський продуктивний комплекс вміщує 8 % цих ресурсів; турнейсько-нижньовізейський — 16, верхньовізейсько-серпуховський — 37, середньокам'яновугільний — 17, нижньопермсько-верхньокам'яновугільний — 31,4 і тріас-юрський — 0,6 %. Найбільші прогнозні ресурси (понад 70 %) зосереджені у Срібненському і Глинсько-Солохівському (понад 34%), Анастасіївсько-Рибальському (26,1 %) і Машівсько-Шебелинському (11,5 %) нафтогазоносних районах. Одиничні поклади виявлені в осадових породах юри, тріасу, девону та в докембрійських кристалічних утвореннях.

Колекторами служать пісковики, алевроліти, гравеліти, тріщинуваті й кавернозні хемогенні відклади, а в деяких випадках і тріщинуваті породи кристалічного фундаменту западини. Відкрита пористість колекторів — від 1—3 до ЗО %, інколи більше. Проникність значною мірою залежить від тріщинуватості і змінюється від 0,0001 до 3 мкм2.

Поклади нафти і газу приурочені до локальних структур переважно блокової і солянокупольної природи. Розмір структур від 2x3 до 15x40 км, їх амплітуди — від 50 до 1000 м.

І У нафтогазогеологічному районуванні на території ДЦЗ різними авторами виділено від 2 до 15 нафтогазоносних районів і від 16 до 48 зон нафтогазонакопичення (рис.).

c:\users\администратор\desktop\001 (3).jpg


Схема нафтогазогеологічного районування Дніпровсько-Донецької западини: / — крайові розломи: 2 — межі нафтогазоносних районів (А — Монастирищенсько - Софіївський, Б — Срібненський, В — Глинсько-Солохівський, Г — Машівсько - Шебелинський, Д — Співаківський, Е— Кальміус-Бахмутський, Є— Північного борту, Ж— Рябухінсько-Північноголубівський, 3 — Антонівсько-Білоцерківський, Й— Руденківсько-Пролетарський, і — Октябрсько-Лозовський, К— Анастасіївсько - Рибальський, Л — Лисичанський, М — Красноріцький); 3 — перспективні площі; родовища: 4— газові, 5— нафтогазові, газонафтові, 6— нафтові, 7— газоконденсатні, нафтогазоконденсатні; цифри на карті'. 1 — Ярошівське, 2— Леляківське, 3— Талапаївське, 4— Глинсько-Розбишівське, 5— Яблунівське, 6— Солохівське, 7— Качанівське, 8— Машівське, 9—Західнохрестишенське, 10— Єфремівське, // — Шебелинське, 12 — Коробочкинське, 13 — Дружелюбівське, 14 — Зачепилівське, 15 — Ольхівське

На сучасному рівні вивченості перспективні землі западини підрозділяють на 14 нафтогазоносних районів, в яких можна виокремити 32 зони нафтогазонакопичення.

Вздовж приосьової зони ДДЗ з північного заходу на південний схід виділяють шість районів (Монастирищенсько-Софіївський нафтоносний, Срібненський нафтогазоносний, Глинсько-Солохівський газонафтоносний, Машівсько-Шебелинський газоносний, Співа-ківський газоносний і Кальміус-Бахмутський перспективний). У північній прибортовій частині западини виділяють два райони (Анастасієвсько-Рибальський нафтогазоносний і Рябухінсько-Північноголубівський).

Вздовж всього північного борту западини вузькою смугою простягається один нафто-газоносний район — Північного борту. У південній прибортовій зоні виділено три райони (Антонівсько-Білоцерківський перспективний, Руденківсько-Пролетарський газонафто-носний і Октябрсько-Лозовський перспективний), на північних окраїнах Донбасу — два (Краснорецький газоносний і Лисичанський перспективний).

У. північно-західній частині ДДЗ (Чернігівська і частково Сумська області) родовища вуглеводнів, серед яких переважають нафтові, представлені пластовими склепінними покладами (Монастирищенське родовище); трапляються пластові склепінні, тектонічно екранові поклади (Прилуцьке родовище), а також масивно-пластові (Глинсько-Розбишівське родовище).

У центральній частині ДДЗ (Полтавська і північ Харківської обл.), де поклади переважно газоконденсатні, розповсюджені поклади вуглеводнів таких типів: пластові склепінні, тектонічно екрановані (Солотвинське родовище); масивно-пластові (Шебелинське родовище); масивно-пластові, екрановані соляними масивами і тектонічними порушеннями (Єфремівське і Західнохрестищенське родовища).

У південно-східній частині ДДЗ (південний схід Харківської і північний схід Донецької областей), де переважають газові поклади, розповсюджені тектонічно екрановані і масивно-пластові поклади (Співаківське і Червонопопівське родовища).

Серед дослідників поширена думка, що у північно-західній частині прогину розповсюджені нафтові, в центральній — нафтогазові, а в південно-східній частині — газові родовища. Аналіз цього питання конкретно по продуктивних комплексах дав змогу внести певні корективи в ці уявлення. Встановлено, що тільки у відкладах нижньої пермі — верхнього карбону існує переважна приуроченість нафтових покладів до північно-західної частини, а газових — до південно-східної. В середньому і нижньому карбоні західної частини ДДЗ така закономірність не проявляється. Тут нафтові і газові поклади перемежовуються по площі у напрямку загального збільшення газової складової на схід.

У сумі розвідані геологічні запаси вуглеводнів ДДЗ такі, %: нафти — 20,5; конденсату — 5,5; газу — 74. Зональність у розповсюдженні покладів, за даними різних дослідників, зумовлена ступенем метаморфізму продуктивних відкладів, температурою надр, різницею товщин і глибин занурення осадової товщі, екранувальними властивостями покришок тощо. Аналіз емпіричних даних показує, що кожний з перелічених факторів впливає на фазовий стан вуглеводнів у регіоні, але жоден з них не є основним.

Подальші перспективи нафтогазоносності ДДЗ пов'язують здебільшого з нижньокам'яновугільними відкладами, де сконцентрована більшість нерозвіданих ресурсів вуглеводнів.

Перспективи нафтогазоносності девонського комплексу значні. За розмірами нерозвіданих ресурсів він поступається тільки нижньокам'яновугільному комплексу. Ступінь розвіданості його незначний.

Продуктивний комплекс докембрійського кристалічного фундаменту є в ДДЗ новим перспективним об'єктом пошуково-розвідувальних робіт. У породах фундаменту виявлено поклади на п'яти родовищах, розташованих на Північному борту (Юліївське нафтогазоконденсатне, Чернетчинське, Нарижнянське і Коробочкинське газоконденсатні) та в самій примежовій зоні грабена (Хухринське нафтове родовище). Розвідані запаси поки що незначні, а нерозвідані ресурси оцінюють у 4,6 % від загальних у регіоні. Найперспективнішим є Північний борт западини і вузькі (завширшки 4—7 км) прирозломні зони біля північного та південного крайових порушень.

Перелік основних родовищ ДДЗ подано в табл. 3.2, загальний опис найтиповіших з них наведено нижче.
Шебелинське газоконденсатне родовище

Геологічний розріз через Шебелинське родовище:1 — тектонічні порушення; 2 — газовий покладc:\users\администратор\desktop\001 (8).jpg

Знаходиться на території Харківської обл. і приурочене до найглибшої південно-східної частини Дніпровського грабена (рис. 3.44). Відкрито в 1950 р. У тектонічному відношенні воно пов'язане з великою антиклінальною складкою північно-західного простягання. Розмір структури 29х х!0,5 км по контуру газоносності, який контролюється абсолютною позначкою —2270 м. Амплітуда структури 1160 м. Складка розбита порушеннями на окремі блоки, вертикально зміщені на 80—200 м, основний поздовжній підкид має амплітуду до 80 м.

Розкритий геологічний розріз родовита складений породами від кам'яновугільних до четвертинних. Підняття прослідковується по всіх відкладах, крім палеогенових. Крила складки по палеозойських відкладах досить круті — південне до 38°, північне до 15°; амплітуда зменшується в напрямку від давніших до молодших відкладів.

На родовищі виявлено 13 продуктивних горизонтів, які утворюють гідродинамічне єдиний склепінний масивно-пластовий газоконденсатний поклад. Газоносні горизонти приурочені до відкладів нижньої пермі і верхнього карбону. Окрім того, промислові припливи газу одержані із відкладів тріасу. Основний продуктивний горизонт тріасу представлений пісковиком товщиною ц6—8 м, який розміщений у підошві карбонатної товщі. Його пористість витримана по площі і змінюється від 16 до 20 %, середня проникність становить 0,106 мкм2. Найбільш високопродуктивними горизонтами нижньої пермі є п'ять горизонтів світи мідистих пісковиків і нижній ангідритовий горизонт, їх пористість змінюється від 14 до 37 %, проникність — від 0,001 до 0,019 мкм2. Разом з тим спостерігаються сильна тріщинуватість і кавернозність карбонатних порід. Товщина розкритої частини газонасиченого розрізу досягає1700 м. Газоносні горизонти залягають в інтервалі глибин від 750 до 2400 м. Для родовища характерна наявність над газонасиченими відкладами потужної товщі слабопроникних соленосних порід ранньопермського віку загальною товщиною 250—800 м, які являють собою добру покришку.

Газовий поклад має аномальний пластовий тиск, що значно ускладнювало процес буріння свердловин і призводило до аварійних викидів/Початковий пластовий тиск дорівнював 27,9 МПа, який у процесі розробки родовища помітно зменшився. Відповідно зменшувався середній дебіт однієї свердловини від 500 до 46 тис. М3/добу.

Загальні запаси газу оцінюють близько 720 млрд м3. Газ за складом метановий, вміст метану досягає 93—94 %, вміст його гомологів — майже 5 %. Крім того, в газі трапляються домішки азоту (приблизно 1 %) і вуглекислого газу (0,1 %) і вміщується незначна кількість конденсату (до 10 г/м3). Конденсат легкий густиною 760—770 кг/м3. Вміст сірки в конденсаті близько 0,02 %.

Геологічний розріз через Західнохрестищенське родовище: / — незгідне залягання; 2 — тектонічні порушення; 3 — сіль; 4 — газоконденсатні горизонтиc:\users\администратор\desktop\001 (9).jpg

Розташоване у межах Машівсько-Шебелинського нафтогазоносного району. Відкрито в 1968 р.

У геологічній будові родовища беруть участь відклади від девонських до четвертинних. По покрівлі продуктивних верхньокам'яновугільних відкладів структура являє собою поховану міжкупольну асиметричну брахіантиклінальну складку субширотного простягання, ускладнену на заході Білухівським і на сході Хрестищенським соляними штоками,(рис. 3.45).

Розмір брахіантиклінальної складки по ізогіпси -3720 м становить 11*6,8 км загальною висотою майже 800 м. Склепіння складки широке, пологе і безпосередньо прилягає до Хрестищенського штоку, де він ускладнений серією малоамплітудних скидів. Південне і північне крила круті з кутами падіння до 13°. Крила в північно-східній і південно-західній частинах підняття ускладнені великими розривними порушеннями, амплітуда яких змінюється від 30-50 до 140-150м.

Структурний план мезозойського комплексу порід не відповідає повністю структурному плану палеозойських товщ, Брахіантиклінальній складці по палеозою відповідає сідловина між штоками по мезозойських відкладах. Рівень підйому девонської солі у штоках досягає тріасових відкладів.

На родовищі виявлено єдиний масивний газоконденсатний поклад у відкладах нижньої пермі і верхнього карбону. Окремі горизонти частково літологічно обмежені, у зв'язку з чим вони є гідродинамічно тупиковими зонами. Регіональною покришкою покладу є хемогенні відклади нижньої пермі. Загальний поверх газоносності 1200 м. Дебіт газу на штуцерах діаметром 15 мм досягав 312 тис. м3/добу, однак під час роботи свердловин пластовий тиск різко зменшувався. Коефіцієнт аномальності пластового тиску на рівні водогазового контакту становить 1,15 і закономірно збільшується у напрямку до склепіння покладу до 1,5. Температура пласта на глибині 3900 м дорівнює 81 °С.

Колектори представлені пісковиками різної зернистості, переважно алювіальними, які часто у разі наближення до штоків переходять в окремих місцях у гравеліти і навіть конгломерати. За пористості 9—-18,5 % проникність становить 0,0002—0,0028 мкм2.

Газ складений в основному із метану (92,5 %), а також важких вуглеводнів (5,7 %), азоту (1,6 %), вуглекислого газу і незначної кількості гелію (до 0,02 %). У газі виявлено конденсат, вміст якого збільшується з глибиною залягання горизонту від 61 до 77 г/м3. Густина конденсату 760— 780 кг/м3.

АНДРІЯШІВСЬКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЕ РОДОВИЩЕ
c:\users\администратор\desktop\001 (12).jpg

Геологічний розріз через Андріяшівське родовище: 1 — поклад газу
У пошукове буріння площа введена в 1976 р. У склепінній частині підняття була закладена свердловина 4, під час випробування якої з глибини 4458—4470 м було отримано незначний приплив нафти (3,6 м3/добу) із верхньовізейських відкладів горизонту В-16. На південно-східному склепінні була закладена свердловина 2, в якій із горизонту В-20 з глибини 4690—4726 м було отримано промисловий приплив газу і конденсату дебітами відповідно 273 і 121 м3/добу на діафрагмі штуцера 12 мм.

Промислові припливи газу і конденсату одержані з верхньовізейського під'ярусу нижнього карбону з горизонтів В-19а, В-196 і В-20.1 Промислові припливи на родовищі отримані з глибини від 4650 до 5404 м.

Колекторами верхньовізейських горизонтів В-19 і В-20 є пласти дрібнозернистих пісковиків товщиною відповідно 42,8—19 і 19,2—11. м. Як правило, їх відкрита пористість становить 12 ,%, газонасиченість — 86—88 %, газопроникність — 0,010—0,050 мкм2. Верхніми екранами продуктивних горизонтів є пласти аргілітів товщиною 15—25 м.

Поклади зазначених горизонтів належать до пластовихсклепінних, по горизонтах В-19а і В-196 вони є літологічно обмеженими. .

Склад газу здебільшого метановий (до 82 %). Із невуглеводневих газів присутні вуглекислий газ (до 3,3 %), азот (до 2,8 %) і незначна кількість гелію. Потенційний вміст конденсату в газі у горизонті В-19 становить 520, у горизонті В-20 - 320 г/м3.

Розташоване в приосьовій зоні западини .(Срібненський нафтогазоносний район) на території Роменського р-ну Сумської обл. (рис. 3.46). Приурочене до крайнього північно-західного підняття Глинсько-Розбишівського валу. Структура ускладнена скидами, що ділять її по візейських відкладах на блоки, які занурюються на південний схід. По покрівлі візейського ярусу (горизонт В-20) Андріяшівське підняття являє собою брахіантиклінальну складку північно-західного простягання. Розмір структури до ізогіпси -4700 м становить 7x3 км, амплітуда — близько 150 м. Вгору по розрізу структура виположується аж до моноклінального залягання пластів у відкладах нижньої пермі.
ГЛИНСЬКО-РОЗБИШІВСЬКЕ НАФТОГАЗОКОНДЕНСАТНЕ РОДОВИЩЕ
Належить до родовищ Глинсько-Солохівського нафтогазоносного району і розташоване в 105 км на північний захід від м. Полтава. Воно приурочене до Погарщинського і Чижевсь-кого піднять — відносно найбільш підвищених ділянок великого Глинсько-Розбишівсько-го валу. Структураc:\users\администратор\desktop\001 (11).jpg

Геологічний розріз через Глинсько-Розбишівське родовище: 1 — тектонічні порушення; поклади:.

  1. — газоконденсату, нафти


характеризується швнічно-західним простяганням І асиметричною будовою. Тектонічним порушенням складка розбита на численні окремі блоки (рис. 3.47).

У геологічному розрізі чітко виділяються два поверхи нафтогазоносності: ранньопермсько-пізньокам'яновугільний в інтервалі глибин 2000—3000 м і середньо- пізньокам'яновугільний в інтервалі глибин 3000—4000 м. Перший, з яким пов'язані тільки нафтові поклади, контролюється глинами верхньої пермі, а другий — глинисто-карбонатною — товщею башкирського ярусу. Газові поклади пластові склепінні, деколи тектонічно екрановані.
ГНІДИНЦІВСЬКЕ НАфТОГАЗОКОНДЕНСАТНЕ РОДОВИЩЕ
Належить до родовищ Глинсько-Солохівського нафтогазоносного району і відкрито в 1959 р.

Нафтовий поклад у нижньопермських і верхньокам'яновугільних відкладах приурочений до горизонтів А-2, Г-11, Г-12 (П-1), Г-13 (П-2), К-2 - К-3 (П-3), К-4 (К-1), К-5 (К-2). Це один масивно-пластовий склепінний поклад із загальним початковим ВНК на абсолютній позначці — 1623,5 м. Поклад розміщений в асиметричній брахіантиклінальній складці з широким куполоподібним склепінням і пологими крилами (1—3°). Розмір складки по ізогіпсі —1680 м становить 6 Х 4,5 км, амплітуда — 80 м (рис. 3.48). Верхні нафтові горизонти А-2, Г-11—Г-13 і К-2—К-3 у західному напрямку зрізані передтріасовим розмивом і з кутовою незгідністю перекриті глинистими утвореннями пересажської товщі. Вони є типовим прикладом обмеження покладу стратиграфічною незгідністю.

Продуктивні пласти представлені пісковиками, гравелітами й алевролітами, їх відкрита пористість 1,7—33 %, проникність — до 0,0017 мкм2. На родовищі спостерігається значна фаціальна мінливість колекторів, що зумовлює відповідну зміну ємнісно-фільтраційних властивостей і нафтогазонасиченості. Сумарна ефективна товщина дещо перевищує 50 м.

Нафти родовища належать до легких (густина 802— 840 кг/м3). Вміст парафіну в нафтах 0,6—3,6 %, асфальтенів — 0,2—1,3, смол — 3,4—13,6 і сірки — 0,32— 0,48 %. Вміст розчиненого газу в нафті змінюється від 10 до 59 м33.

У візейських і турнейських відкладах промислова газоносність встановлена у горизонтах В-18—В-21, В-26 і Т-1. Склепінні частини газових горизонтів дещо зміщені на південний захід відносно склепінь у відкладах нижнього карбону. Кути падіння крил досягають 2—6°. На відмітці —3175 м розмір складки становить 6x6 км. Складка перетинається скидом, по якому північно-східна частина опущена на 40—50 м.


c:\users\администратор\desktop\001 (12).jpg


Геологічний розріз через Гнідинцівське нафтогазоконденсатне родовище: 1 — тектонічні порушення; поклади: 2 — газоконденсату, 3 — нафти
Колекторами газових покладів є різнозернисті пісковики, товщина яких змінюється від 1,2 до 25,2 м. їх відкрита пористість 1—22,7 %, в окремих прошарках спостерігається тріщинуватість. У верхньовізейських відкладах ефективна пористість газоносних порід становить 13—19 %, а газонасиченість — 61—92 %.

Поклади газу пластові склепінні, частково літологічно обмежені, а також склепінні масивно-пластові.

Вільний газ представлений метаном (75—85 %), а вміст важких вуглеводнів у ньому сягає 14—21 %. Невуглеводнева частина — азот (0,3—0,6 %) і вуглекислий газ (0,1 — 1,5 %). Вміст конденсату 230—490 см33.

АНАСТАСІЇВСЬКЕ НАФТОГАЗОКОНДЕНСАТНЕ РОДОВИЩЕ

Належить до родовищ Анастасіївсько-Рибальського нафтогазоносного району. Родовище відкрито у 1966 р. Осадові відклади на площі представлені стратиграфічними комплексами від девонських до сучасних. Анастасіївське підняття по відкладах візейського ярусу нижнього карбону є асиметричною брахіантиклінальною складкою північно-західного простягання (рис. 3.49).

Розмір складки по продуктивній частині 13,5x4 км, амплітуда — близько 125 м. Промислова продуктивність на родовищі встановлена у відкладах серпуховського (горизонт Н-4), візейського (горизонти В-19—В-21 і В-26) і турнейського (Т-1) ярусів.

Характерною особливістю родовища є приуроченість скупчень вуглеводнів до руслових піщаних тіл, які зумовлюють складну конфігурацію покладів.

Серпуховські і верхньовізейські відклади вміщують поклади нафти і газоконденсату. У нижньовізейських і турнейських породах трапляються газоконденсатні поклади.

c:\users\администратор\desktop\001 (13).jpg

Геологічний розріз через Анастасіївське родовище: Поклади: 1— газу, 2 — нафти
Товщина нафтовміснйх горизонтів досягає 20 м. Пористість колектора змінюється від 13 до 20 %, проникність становить 0,15—0,8, інколи 0,001 мкм2! Густина нафти зменшується зі збільшенням глибини її залягання від 854 до 809 кг/м3. Газоконденсатність горизонту В-26 виявлена в районі Кубанського і на північному зануренні Лукашівського склепінь. Цей горизонт представлений різнозернистими пісковиками з пористістю 13—18 % і проникністю до 0,12 мкм2. Тип покладу склепінний пластовий. Склад вільного газу, %: метан 74,1; етан 9,5; пропан 4,8; бутан близько 1; азот 2,5; вуглекислий газ 1,5. Середній потенційний вміст конденсату 365 г/м3.