Анотація до роботи:

Гарасимчук В. Ю. Гідрогеологічні умови південно-східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області. – Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук за спеціальністю 04. 00. 17 – геологія нафти і газу. Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України та НАК “Нафтогаз України”. Львів, 2004.

На основі комплексного гідрогеологічного аналізу досліджено гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні умовини південно-східної частини Передкарпатської НГО. В межах водонапірного суббасейну південно-східної частини Зовнішньої зони встановлені два типи гідрогеохімічної зональності, залежно від знаходження водоносних горизонтів під покровами Внутрішньої зони та поза ними. Базуючись на палеогідрогеологічних реконструкціях та сучасних геохімічних ознаках з’ясована генеза вод обох типів зональності. Формування вод першого типу пов’язане із вилуговуванням глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову та витисканням вод у платформові колектори. Води другого типу належать до давньо- та сучасних інфільтраційних. У продуктивних горизонтах Лопушнянського нафтового родовища встановлена наявність маломінералізованих відносно гідрогеохімічного тла конденсаційно-солюційних вод, генеза яких пов’язана із формуванням покладів.

Висвітлена роль нафтогазонагромадження у створенні гідрогеотермобарних аномалій, яка полягає у тяжінні вуглеводневих скупчень до ділянок термомаксимумів та п’єзомінімумів. Виходячи із гідрогеохімічних, газогідрогеохімічних та термобарних особливостей продуктивних структур обгрунтовані критерії нафтогазоносності. Методом палеогідрогеологічного аналізу окреслено час формування та збереження вуглеводневих покладів.

1. На прикладі південно-східної частини Передкарпатської НГО комплексом гідрогеологічних досліджень розкриті закономірності формування та збереження покладів нафти та газу, встановлені гідрогеологічні критерії нафтогазоносності, що можуть мати прикладне застосування для пошуків родовищ вуглеводнів у глибоко занурених горизонтах піднасуву Внутрішньої зони. Методом палеогідрогеологічних реконструкцій з’ясовано генезу та умовини формування підземних вод.

2. Гідрогеохімічна зональність водонапірного суббасейну Зовнішньої зони представлена двома типами, існування яких обумовлено знаходженням водоносних горизонтів під покровами Внутрішньої зони та поза ними.

Води першого типу характеризуються хлоридним кальцієво-натрієвим складом, високою мінералізацією (до 325 г/л), надвисокими значеннями хлор-бромного відношення, метаморфізацією та збагаченістю мікроелементами. Виходячи з палеогідрогеологічних реконструкцій та сучасних геохімічних ознак генезу цих вод пов’язано із вилуговуванням глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову інфільтраційними водами та наступною їх елізією у платформові породи-колектори. Згідно розрахунків, стовп солянок, витиснених із молас покрову, сягнув 252 м та заповнив породи-колектори потужністю до 2,5 км.

Мінералізація вод із водоносних горизонтів, що знаходяться поза межами покровів, зрідка перевищує 40 г/л, а їх іонно-сольовий склад обумовлений, головним чином, процесами давньої та сучасної інфільтрації. Сучасна інфільтрація сягає глибини 800 м, на що вказують гідрогеохімічні, газогідрогеохімічні та термобарні ознаки.

3. Маломінералізовані відносно фону та збагачені SO₄ та SiO₂ води, що залягають тонкою облямівкою на водонафтовому контакті верхньоюрського покладу Лопушнянського родовища, ідентифіковано як суміші конденсаційно-солюційних та вод гідрогеохімічного фону. Наявність перших вказує на їх вивільнення із водо-нафтогазової суміші внаслідок стрибкоподібного зменшення термобарних параметрів.

4. Методом газогідрогеохімічного аналізу із застосуванням математичної статистики встановлено зростання частки важких вуглеводнів у газах з глибиною як у порівнянні між окремими родовищами, так і між покладами в межах одного родовища. Наявна зональність, на нашу думку, є наслідком вертикальної міграції газової суміші та наступного розділення її складової при заповненні пасток. Збільшення газонасиченості вод і відповідно Pг/Pпл у напрямку диз’юнктивних порушень вказують шляхи міграції газів.

5. Проаналізований фактичний матеріал дає можливість стверджувати, що потужності глинисто-соленосних молас Самбірсько-Рожнятівського покрову недостатньо для збереження надгідростатичних пластових тисків у водоносних горизонтах піднасуву Внутрішньої зони. Причиною поновлення надгідростатичних пластових тисків є неотектонічні процеси, що забезпечують енергетично пружно-пульсаційний механізм міграції флюїдів. Саме цим процесам належить основна роль у формуванні вуглеводневих скупчень у південно-східній частині Передкарпатської НГО.

6. Зв’язок нафтових покладів Лопушнянського родовища із ділянкою п’єзомінімуму та термомаксимуму зумовлений вертикальними перетоками прогрітої водонафтової суміші вздовж периферійних диз’юнктивних порушень та розвантаженням у розущільнених колекторах склепіння горст-антиклінальної структури.

7. Формування вуглеводневих скупчень південно-східної частини Передкарпатської НГО припадає на останній цикл гідрогеологічного розвитку, що триває від карпатію дотепер. Теоретично обрахований час біохімічного зруйнування газових покладів не перевищує 1,9 млн. років.

8. Гідрогеологічними критеріями нафтоносності південно-східної частини Передкарпатської НГО є наявність конденсаційно-солюційних вод, збагаченість супутніх вод розчиненою органічною речовиною та висока частка у водорозчинених газах важких гомологів метану (CH₄/ВВ 10, при кількості азоту 2,5 об. %).

9. Поєднання підвищеної мінералізації, метаморфізації, збагаченості амонієм, бромом, йодом і радієм та збідненості сульфат-іоном підземних вод – локальна побічна ознака газоносності для зони вільного водообміну регіону досліджень. Для зони утрудненого водообміну – це регіональна побічна ознака.

Газогідрогеохімічними критеріями наявності покладів газу є високий вміст у водорозчинених газах метану ( 96 об. %) при незначній частці азоту ( 3 об. %). Зі збільшенням глибини залягання ці показники змінюються відповідно до 90 % об. та 8 об. % Газонасиченість вод перспективних структур 500 см³/л, Pг/Pпл 0,3.

Публікації автора:

1. Гарасимчук В. Ю. Гідрогеохімічні особливості Лопушнянського нафтового родовища (піднасув Покутсько-Буковинських Карпат) // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2001. – №3. – С. 77–87.

2. Гарасимчук В. Ю., Колодій В. В. Походження і умовини формування підземних вод Лопушнянського нафтового родовища у південно-східній частині Передкарпатського прогину // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2002. – №3. – С. 21–36. (Особистий внесок – збір, систематизація, математичне і графічне опрацювання, інтерпретація геологічних та гідрогеохімічних даних).

3. Гарасимчук В. Ю. Водорозчинені та вільні гази південно-східної частини Зовнішньої зони Передкарпатського прогину // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2003. – №1. – С. 50–63.

4. Гарасимчук В. Ю., Колодій В. В. Геотермобарні умовини осадової товщі південно-східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2003. – №2. – С. 7–18. (Особистий внесок – аналіз і узагальнення даних стосовно Лопушнянського нафтового родовища).

5. Гарасимчук В. Ю., Величко Н. З. Газогідрогеохімічні критерії нафтоносності автохтону південно-східної частини Передкарпатського прогину // Сучасні проблеми геологічної науки. – К.: НАН України, Інститут геологічних наук. – 2003. –С. 129–132. (Особистий внесок – обгрунтування газогідрогеохімічних ознак нафтоносності).

6. Гарасимчук В. Ю., Величко Н. З. Походження і умовини формування підземних вод південно-східної частини Передкарпатської нафтогазоносної області // VIII наук. конф. молодих вчених та спеціалістів ІГГГК НАН України та НАК “Нафтогаз України”. – Львів: ІГГГК НАН України. – 2003. – С. 37–39. (Особистий внесок – типізація підземних вод, дослідження палеогідрогеологічних умовин).