Товщина ярусу - 28-30 м.
Оксфордський ярус (J3o).
Представлений глинами чорними та зелено-сірими, алевритистими з прошарками вапняків зелено-сірих, глинистих. Товщина ярусу 95-105 м.
Кімеріджський ярус (J3km).
Представлений в основному глинами зелено-сірими з прошарками вапняків. Товщина ярусу 140-160 м.
Крейдова система (К).
На розмитій поверхні юрських відкладів залягають породи крейдової системи, яка представлена нижнім і верхнім відділами.
Нижній відділ (К1).
Верхній відділ (К2).
Верхньокрейдові відклади представлені сеноманським, туронським, коньякським, сантонським та маастрихтським ярусами.
Сеноманський ярус (K2cm).
Представлений в основному, пісками сірими та зелено-сірими, кварцево-глауконітовими. В верхній частині ярусу виділяється пласт піщанистого зеленувато-сірого вапняку. Товщина ярусу 50-60 м.
Туронський, коньякський, сантонський та маастрихтський яруси (K2t-m).
Літологічно - це біла крейда з прошарками зеленуватих мергелів з багаточисельними залишками фауни. Товщина верхньокрейдових відкладів біля 200 м.
Кайнозойська група (KZ).
Палеогенова система (Р).
Відклади палеогенової системи залягають трансгресивно на розмитій поверхні верхньокрейдових та представлені палеоценовими, еоценовими і олігоценовими відділами.
Палеоцен-еоценивий відділи (Р1-2).
Відклади представлені пісками та пісковиками сірих та зелено-сірих кольорів, вапняками з прошарками темно-сірих щільних глин. Товщина 140-150 м.
Олігоценовий відділ (Р3).
Представлений харківською світою.
Харківська світа (Р3ch).
Представлена в нижній частині зеленосірими глинами. Вище по розрізу глини заміщуються пісками та пісковиками зелено-сірими, кварцево-глауконітовими. Товщина світи - 70-130 м.
Неогенова система (N).
Розвинута тільки на водорозділах та представлена полтавською світою, горизонтом строкатих глин. Полтавська світа (N1pt) складена жовтими та темно-сірими дрібнозернистими пісками.
Четвертинна система (Q).
Представлена лесовидними суглинками жовто-сірого та буро-сірого кольору, глинами червоно-бурими та пісками сірими різнозернистими.
Товщина відкладів неогенової та
четвертинної систем 40-65 м.
.2.2 ТЕКТОНІЧНА БУДОВА
Дніпрово-Донецька западина входить в склад крупного надпорядковогоПрип’ятсько-Дніпрово-Донецького прогину.
Дніпрово-Донецька западина - це кам’яновугільно-кайнозойська синекліза, що залягає на пізньодевонськомурифті, тобто це рифтогенна структура.
Північний борт ДДЗ - це монокліналь шириною 10-120 км, де поверхня докембрійського фундаменту занурюється на південь від 0 до 5 км.
Південний борт представляє собою більш вузьку (0-60 км) і більш круту ніж північний борт монокліналь. З заглибленням поверхні фундаменту на північ і з північного заходу на південний-схід до 4 км чітко виділяються Чорнобильський, Трактемирівсько-Черкаський, Кременчуцько-Білоцерківський виступи фундаменту.
Осьова зона розташована між происьовими розломами. Тут в поверхні кристалічного фундаменту розвинуті крупні Срібненський, Лютенський, Чутовський, Розпашновсько-Миронівський прогини, а в осадових утвореннях - Солохівсько-Диканська, Глинсько-Розбишівська і інші антикліналі.
Західна границя ДДЗ проводиться по Прип’ятському прогину. Родовище приурочено до північно-прибортової зони ДДЗ.
Геофізичними роботами в 1953 р була
виявлена Павлівська структура, а в 1958-1960 рр сейсморозвідкою і
структурно-пошуковим бурінням у відкладах пермі і верхнього карбону встановлене
приштокове Кегичівське підняття. В розрізі палеозою структура є похованням
міжкупольним підняттям. По покрівлі продуктивного горизонту А-6-7 це
брахіантикліналь субширотного простягання, східна перикліналь якої зруйнована
Павлівським соляним штоком. Кути падіння пластів південного крила змінюється
від 15 до 23°, північного - від 5 до 13°. Розміри структури в межах ізогіпси -
2700 м.
.3 ГАЗОНОСНІСТЬ І СТАН ЗАПАСІВ
РОДОВИЩА
Кегичівська площа розташована в високоперспективній зоні, промислова нафтогазоносність якої пов’язана з поліфаціальним комплексом нижньопермських та верхньокарбонових відкладів. До теперішнього часу промислові поклади встановлені в відкладах микитівської, картамиської та араукаритової світ в межах даної зони.
Перспективи нафтогазоносностi пошукового об'єкту визначаються масштабами нафтогазонакопичення в регiонi, закономiрностямирозмiщення уже розвiданих покладiв i локальними факторами нафтогазоносностi розглядуваного об'єкту.
На основi геолого-геофiзичних матерiалiв по розглядуванiй зонi встановлено, що розкриття продуктивної товщi на площi запроектованих робiт очiкується з горизонтів микитівської, картамиської та араукаритової світ. Лiтологiчно продуктивна товща представлена чергуванням пiсковикiв, алевролiтiв, аргiлiтiв i рідше вапнякiв. Покришкою для пiщано-алевролiтового комплексу служать аргiлiтові утворення. Товщина пластiв-колекторiв на площi для окремих горизонтiв буде складати вiд 15 до 100 м. Покришками мiж горизонтами в цьому районiслужать породи-покришки, представленi тонко вiдмiченими аргiлiтовими i ущільненими алевролiтовими рiзностями. Товщини покришок, якi розділяють продуктивнi горизонти, складають 10-20 м.
Дослідно-промислова експлуатація
покладів микитівської світи розпочалася в 1965 р. З 1971 р в експлуатації
перебуває 5 свердловин. Режим їх розробки газовий. Початкові запаси покладу
микитівської світи 3817 млн. м3 ,початковий пластовий тиск 31.4 МПа, робочий -
10.6 Мпа. З березня 1988 р після завершення розробки покладу А-3(видобуто 3436
млн. м3 газу, або 90% початкових запасів газу) резервуар світи використовується
як підземне сховище газу.
.4 КОРОТКА ІСТОРІЯ РОЗРОБКИ РОДОВИЩА
До 1952 року усі дослідження, що проводилися на території району, носили регіональний характер, маючи на меті загальне вивчення будови Дніпровсько-Донецької западини.
Вивчення геологічної будови даного району розпочалося у 1952 році геологічною зйомкою масштаба 1:100000.
Геофізичними роботами в 1953 р була виявлена Павлівська структура, а в 1958-1960 рр сейсморозвідкою і структурно-пошуковим бурінням у відкладах пермі і верхнього карбону встановлене при штокове Кегичівське підняття.
В розрізі палеозою структура є похованням міжкупольним підняттям. По покрівлі продуктивного горизонту А-6-7 це брахіантикліналь субширотного простягання, східна перикліналь якої зруйнована Павлівським соляним штоком.
Дослідно-промислова експлуатація
Кегичівського родовища розпочалась з розробки покладів микитівської світи в
1965 р. З 1971 р в експлуатації перебуває 5 свердловин. Режим їх розробки
газовий. Початкові запаси покладу микитівської світи 3817 млн. м3 ,початковий
пластовий тиск 31.4 МПа, робочий - 10.6 Мпа. З березня 1988 р після завершення
розробки покладу А-3(видобуто 3436 млн. м3 газу, або 90% початкових запасів
газу) резервуар світи використовується як підземне сховище газу. Залишкові
запаси становлять 381 млн. м3 газу.
. ТЕОРЕТИЧНІ ОСНОВИ ГЕО ЗАПАСІВ ТА РЕСУРСІВ
ГАЗУ
.1 МЕТОДИКА ПОДАЛЬШИХ
ГЕОЛОГО-РОЗВІДУВАЛЬНИХ РОБІТ НА РОДОВИЩІ ТА ТЕХНОЛОГІЧНІ ПОКАЗНИКИ
Експлуатаційні свердловини Кегичівського родовища характеризуються різною продуктивністю. Початкові робочі дебіти свердловин становлять -11тис. м3/добу. В процесі розробки родовища робочі дебіти знизились за рахунок виснаження пластової енергії до 9 тис. м3/добу.
Розробка покладів газу з конденсатом з 2014 по 2019 роки здійснюватиметься 5 свердловинами, з 2020 по 2023 році - 6 свердловинами, 2024 - 2026 році - 7 свердловинами, у період з 2027 по 2035 роки - 9 свердловинами, починаючи з 2037 по 2039 роки експлуатація здійснюватиметься 6 свердловинами, а з 2040 по 2041 - 4, ще два роки лише 2 свердловинами. У 2020 році планується пробурити свердловину №14, глибиною 2100м. А в 2024 р. - свердловину № 17, глибиною 2150 м.
Основним резервом підтримання видобувних можливостей родовища та довивчення покладів є раціональне використання наявного фонду свердловин. Доцільним є відновлення для експлуатації ліквідованих пошуково-розвідувальних свердловин або добурювання нових свердловин чи переведення свердловин з інших продуктивних горизонтів. У зв'язку з цим протягом 2020 і 2024 років добурили по одній свердловині . Також у 2027 році відбувається переведення свердловини в експлуатацію з нище залягаючи горизонтів, оскільки вони не є ефективними.
З 2014 року проводяться поновлення та планово-попереджувальні ремонти обладнання. Проведені ремонтно-профілактичні заходи забезпечують потрібну якість очищення і безперебійність, і безаварійність роботи системи збору, підготування і подачі газу.вердловини працюють за колекторною схемою збору. Ефективність її очевидна як з огляду на охорону навколишнього середовища, так і зменшення затрат на підключення свердловин з УКПГ.
Починаючи з 2036 року планується провести ряд ліквідацій свердловин у зв'язку зі зниженням річного рівня видобутку. Так у 2036 році планується ліквідувати 3 свердловини, у 2039 - 2, а в 2042 - також 2 свердловини.
Прогнозні технологічні показники
розробки Кегичівського родовища наведені в таблиці 2.1.
.2 ТЕОРЕТИЧНО-МЕТОДИЧНІ ОСНОВИ ГЕО
родовище геологічний газоносність технологічний
Згідно проведеного аналізу результатів техніко-економічних розрахунків розробки Наріжнянського родовища підраховані запаси вуглеводнів за промисловим значенням та ступенем техніко-економічного вивчення віднесені до групи балансових (вірогідних) та позабалансових (потенційно-економічних); обгрунтовані за детальною геолого-економічною оцінкою (ГЕО-1) та попередньою геолого-економічною оцінкою (ГЕО-2); за ступенем геологічного вивчення - до групи розвіданих. Балансові запаси (код класу 111+221) приурочені до центральної частини покладу .
Геолого-економічна оцінка (ГЕО) геологорозвідувальних робіт була проведена як комплексний аналіз результатів геологічного та техніко-економічного вивчення перспективних горизонтів відкритого родовища з метою встановлення промислового значення очікуваних запасів газу та показників економічної ефективності довгострокових капітальних вкладень (інвестицій), необхідних для реалізації конкретного проекту ГРР на газ. При цьому геологічне вивчення об’єктів ГРР передбачено визначення їхньої геологічної будови та умов залягання покладів газу в надрах, кількості, якості та фізико-хімічних властивостей вуглеводнів в надрах і на поверхні для обґрунтування проектних рішень щодо способу та систем їх видобування.
В структурі ГЕО зазвичай виділяється дві складові - геологічна й економічна.
Геологічною складовою ГЕО є обґрунтування очікуваних геологічних результатів ГРР і розроблення багатоваріантного сценарію проведення пошуково-розвідувальних робіт і розробки промислових скупчень нафти і газу.
Економічною складовою ГЕО є розрахунки для визначення фінансового результату використання капітальних вкладень в реалізацію вибраного варіанта проведення ГРР.
В процесі гелогорозвідувальних робіт було визначено,що проводилась детальна геолого-економічна оцінка (ГЕО-1) з метою визначення рівня економічної ефективності виробничої діяльності нафтогазовидобувного підприємства, створення або реконструкція якого передбачається, та доцільності інвестування робіт з його облаштування для видобутку вуглеводнів. ГЕО-1 проводилась на підставі розвіданих запасів нафти і газу та подавалась у вигляді техніко-економічного обґрунтування (ТЕО) параметрів для їх підрахунку. Детальність техніко-економічних розрахунків і надійність фінансових показників ГЕО-1 забезпечували прийняття рішення про інвестування без додаткових досліджень. А також попередня геолого-економічна оцінка (ГЕО-2) для обґрунтування економічної доцільності промислового освоєння відкритого родовища газу та інвестування геологорозвідувальних робіт з його розвідки і підготовки до розробки. ГЕО-2 проводилась на підставі розвіданих запасів і оформлялась як техніко-економічна доповідь (ТЕД) про доцільність подальшої розвідки, в тому числі дослідно-промислової розробки родовища (покладу). При цьому оцінка ефективності інвестицій визначається з урахуванням витрат на геологорозвідувальні роботи, видобуток і підготовку вуглеводневої сировини до транспортування. Техніко-економічні показники визначалися розрахунками з використанням конкретних вихідних даних та даних доведеної аналогії.
Геолого-економічна оцінка родовищ нафти і газу - це встановлення їх промислової цінності й економічного ефекту від видобутку сировини на ближню і дальню перспективу (економічна оцінка) на основі визначення кількості та якості запасів нафти і газу, умов їхнього залягання та вилучення (геологічна оцінка). В процесі ГЕО відкритих нафтових і газових родовищ проводиться визначення економічної доцільності подальшої розвідки й підготовки запасів до промислової розробки. Для родовищ нафти і газу оцінка результатів ГРР виконується за схемою ГЕО-2 та ГЕО-1.
Геологічна оцінка газоконденсатно-перспективного об’єкта та родовища проводиться на матеріалах проведеного комплексу геолого-геофізичних досліджень, результатів буріння та випробування свердловин, які узагальнюються при підрахунку ресурсів або запасів нафти і газу. Інтерпретація одержаних даних із врахуванням вимог, що враховують особливості родовищ, а також умов, що забезпечують рентабельність видобутку, раціональне використання надр і охорону довкілля є підставою для прогнозних висновків про перспективи нафтогазоносності надр досліджуваної території. Науковою основою для вироблення таких висновків щодо перспектив нафтогазоносності окремих регіонів, зон, площ і родовищ є вчення про закономірності формування і розміщення скупчень нафти і газу в земній корі. Принципи якісного і кількісного прогнозування нафтогазоносності надр розглядалися в попередніх розділах підручника.
Економічна оцінка газоконденсатно-перспективного об’єкта та родовища базується на результатах підрахунку ресурсів чи запасів нафти, газу і конденсату та розрахунків цінності одержаної продукції та витрат на її видобування. При цьому проводиться аналіз показників, які визначають ефективність капітальних вкладень на відкриття родовища чи підготовку його до промислового освоєння (питомі капітальні витрати, загальна сума та терміни окупності капвкладень, рентабельність на вкладені засоби тощо) та ефективність розробки родовища (оптимальні робочі дебіти свердловин, видобуток нафти і газу та його собівартість, прибуток і рентабельність розробки тощо).
Промислова значущість родовища встановлюється кондиціями на газ і конденсат, тобто сукупністю вимог до якості та кількості нафти і газу в надрах, параметрів для підрахунку їх запасів і гірничо-геологічних умов розробки відкритих покладів.
На основі результатів ГЕО родовища провели віднесення запасів покладів до балансових та позабалансових :
– балансові запаси ,які на момент підрахунку можна економічно ефективно видобувати і використовувати за умови застосування сучасної техніки і технології видобутку та переробки вуглеводневої сировини, що забезпечують дотримання вимог раціонального використання надр і охорони навколишнього середовища;
– позабалансові запаси,видобуток і використання яких на момент оцінки є економічно недоцільним,але в майбутньому вони можуть стати об’єктом промислового значення.
За ступенем геологічної вивченості запаси газу віднесені до група розвіданих запасів категорії С1, яка характеризується детальною вивченістю, що забезпечує отримання вихідних даних для економічного обґрунтування доцільності подальших робіт з організації промислової розробки.
Основними показниками економічної ефективності освоєння об'єкта є: чистий дисконтований дохід, індекс дохідності, внутрішня норма рентабельності, термін окупності. Ефективність інвестицій визначається як для підприємства (державного чи недержавного), так і для держави, яка отримує дохід у вигляді податків і платежів.