Нафтогазоносні регіони України

Нафтогазоно́сні регіо́ни Украї́ни — території в межах України, у надрах яких виявлено нафтові і газові родовища.

В Україні виокремлюють три нафтогазоносні регіони:

• Східний — Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ);
• Західний — Західноукраїнський регіон;
• Південний — Причорноморсько-Кримська нафтогазоносна провінція.

Дніпровсько-Донецька западина

Внутрішня платформенна структура авлакогенного (див. Авлакоген) типу. Розміри западини — 630 x 210 км, площа — 100 тис. км². Охоплює територію Чернігівської, Полтавської, Сумської, Харківської, Дніпропетровської, Луганської і Донецької областей. ДДЗ складають відклади девонського, кам’яновугільного, пермського, тріасового, юрського, крейдового, третинного і четвертинного періодів. За даними геолого-геофізичних досліджень, у південно-східній її частині прогнозують розвиток рифейських (див. Рифей) і, можливо, нижньопалеозойських (див. Палеозой) утворень. Розріз ДДЗ з погляду літології представлений переважно теригенними відкладами. Крім того, тут розвинуті товщі: три соленосні (нижньопермська, фаменська, франська), дві ефузивні (див. Ефузивні гірські породи) у девоні, а також карбонатні — у верхньому крейдовому, нижньобашкирському, нижньовізейському і турнейському (див. Турнейський вік) ярусах.

За тектонічною схемою в межах ДДЗ виділяють північний і південний борти (схили Воронезького кристалічного масиву та Українського кристалічного щита) і Дніпровський грабен. Останній на заході через Брагинсько-Лоєвську сідловину межує із Прип’ятським грабеном, на сході по шовному з’єднанню — із Донецьким вугільним басейном; має структуру складної будови, в якій виділяються поздовжні та поперечні тектонічні елементи. Поздовжніми є північна і південна прибортові зони, характерні субмоноклінальним (див. Монокліналь) заляганням гірських порід, і центральна (осьова) зона, в межах якої розвинуті найбільш крупні вали і депресії (області прогину земної кори).

У ДДЗ відкрито 180 родовищ нафти і газу, в яких газ становить 74,5 %, нафта — 18,6 %, газовий конденсат — 6,9 %.

У нафто-геологічному районуванні на території ДДЗ виділяють Дніпровсько-Донецьку нафтогазоносну область як складник Дніпровсько-Прип’ятської нафтогазоносної провінції. На всіх родовищах поклади газові (за винятком Качанівського нафтогазоконденсатного родовища, де присутня й нафта). Глибина залягання продуктивних горизонтів у мезозої — 400–1 850 м. Усі поклади приурочені до великоамплітудних антиклінальних (див. Антикліналь) структур і є склепінними (див. Склепіння), часто тектонічно екранованими.

Нижньопермсько-верхньокам’яновугільний комплекс

Є основним у ДДЗ за розвіданими запасами вуглеводнів (57,2 %), що зумовлено наявністю в ньому великих Леляківського нафтового, Гнідинцівського і Глинсько-Розбишівського нафтогазоконденсатного родовищ; Шебелинського, Західно-Хрестищенського, Єфремівського газоконденсатних родовищ. Комплекс продуктивний у 26 родовищах. Переважна частина розвіданих запасів нафти і газу зосереджена у масивно-пластових покладах під регіональною комбінованою [глинисто-хемогенною (див. Хемогенні відклади)] покришкою. Глибина залягання продуктивних горизонтів — 680–4 050 м. Подальші перспективи нафтогазоносності комплексу порівняно невеликі, що пояснюється високою (88 %) розвіданістю початкових ресурсів.

Середньокам’яновугільний комплекс

Продуктивний у 46 родовищах. Його відносять до другорядних (розвідані запаси невеликі). Складений теригенно-карбонатними відкладами. Поклади переважно дрібні та поширені майже у всіх тектонічних зонах ДДЗ на глибинах 650–4800 м. У периферійних зонах поширені переважно нафтові та нафтогазові родовища, в осьовій і південно-східній частинах — газові та газоконденсатні.

Нижньокам’яновугільний мегакомплекс

Характерний найбільш широким розповсюдженням нафтових і газових скупчень. Продуктивний у 155 родовищах і за перспективністю є основним у регіоні. Відклади нижнього карбону (кам’яновугільного періоду) представлені пісковиками та алевролітами із підпорядкованими пластами і пачками карбонатних порід, приурочених в основному до нижньовізейського і турнейського ярусів.

Для нижньокам’яновугільного продуктивного мегакомплексу (за винятком серпухівських відкладів північно-західної частини ДДЗ), характерною є регіональна нафтогазоносність, зумовлена переважно сингенетичністю розвинутих у ньому нагромаджень нафти і газу. У комплексі скупчення вуглеводнів наявне в усіх тектонічних зонах грабена, а також на північному борті западини. Родовища виявлено на протяжних валах, у депресійних зонах і на моноклінальних схилах. У комплексі вже встановлені та прогнозовані в широких масштабах поклади у неантиклінальних літологічних і стратиграфічних (див. Стратиграфія) пастках (частина природного резервуара, здатна утримувати скупчення вуглеводнів внаслідок її екранування боковими породами). Фазовий стан вуглеводнів, що заповнюють пастки у нижньокам’яновугільних відкладах, змінюється в широкому діапазоні. Відзначені усі види фазових переходів від важкої дегазованої нафти до майже сухого газу. Глибина залягання продуктивних горизонтів у нижньому карбоні — від 700–750 м на Михайлівському газовому та Зачепилівському нафтогазоконденсатному родовищах, до 6 100–6 300 м — на Комишнянському газоконденсатному і Перекопівському нафтогазоконденсатному родовищах. Подальші перспективи нафтогазоносності ДДЗ пов’язують з нижньокам’яновугільним мегакомплексом, де сконцентрована більшість нерозвіданих ресурсів вуглеводнів.

Серпухівський комплекс

Продуктивний у 59 родовищах. Поклади поширені переважно в центральній, рідше — у південно-західній частинах ДДЗ зі збільшенням частки газового складника у південно-східному напрямку. Всі поклади пластові. Колектори теригенні (окрім Муратівського газоконденсатного родовища, де газові поклади пов’язані із карбонатами біогенного типу).

Верхньовізейський комплекс

Характерний найбільш широким територіальним поширенням нафтогазоносності. Містить 20,3 % розвіданих запасів вуглеводнів, приурочених до 106 родовищ. Нафтові поклади у північно-західній частині ДДЗ на південний схід змінюються газоконденсатними. Виділяють близько 13 продуктивних горизонтів. Глибина залягання — 800–6 200 м. У комплексі в інтервалі 6 200–6 300 м розміщені глибокі газоконденсатні поклади. Родовища багатопластові, з великою нафтогазоносністю. У малоамплітудних підняттях і неантиклінальних пастках вони містять 1–3 продуктивних горизонти. Переважна більшість відомих родовищ пов’язана зі склепінними пастками, часто — з тектонічними і літологічними ускладненнями. Все частіше виявляють поклади в неантиклінальних літологічно і тектонічно екранованих пастках.

Турнейсько-нижньовізейський комплекс

Продуктивний у 63 родовищах. У ньому міститься 8,3 % розвіданих запасів вуглеводнів. Комплекс представлений теригенними і карбонатними відкладами. Останні розвинуті як у нижньовізейському, так і в турнейському ярусах, і найбільше поширені у південній прибортовій зоні ДДЗ. Переважають поклади у склепінних пастках, нерідко із літологічним і тектонічним екрануванням. Крім того, виявлені поклади в неантиклінальних пастках.

Девонський комплекс

Виявлено 5 нафтових і газоконденсатних родовищ, які вміщують 0,2 % розвіданих запасів вуглеводнів. Представлений трьома комплексами відкладів, розділених соленосними товщами. Перспективи нафтогазоносності значні, ступінь розвіданості низький (оцінюють як 4,6 % від загальних у регіоні). Продуктивний комплекс докембрійського (див. Докембрій) кристалічного фундаменту є в ДДЗ новим перспективним об’єктом пошуково-розвідувальних робіт. У породах фундаменту виявлено 5 родовищ на північному борті та в граничній зоні грабена. Найперспективнішими є північний борт ДДЗ і вузькі (шириною 4–7 км) прирозломні зони біля північного і південного крайових порушень.

Західноукраїнський регіон

Включає дві провінції: Балтійсько-Переддобруджинську і Карпатську. У межах першої знаходиться Волино-Подільська нафтогазоносна область, розташована у зоні Львівського палеозойського прогину. Українську частину Карпатської провінції складають Передкарпатська і Карпатська нафтогазоносні та Закарпатська газоносна області. У тектонічному відношенні ці області відповідають Передкарпатському прогину, Складчастим Карпатам і Закарпатському прогину.

Нафтогазоносність пов’язана із Волинсько-Подільським краєм Східноєвропейської платформи (Львівський палеозойський прогин), Передкарпатським прогином, складчастими (див. Складчастість гірських порід) Карпатами і Закарпатським прогином. Загальні розміри регіону — 300 x 320 км. Охоплює частину Волинської, Тернопільської і Чернівецької областей і майже повністю територію Львівської, Івано-Франківської і Закарпатської областей. Продуктивні горизонти трапляються в палеозойських, мезозойських (див. Мезозой) і кайнозойських (див. Кайнозой) відкладах.

В основному нафту і газ видобувають у Передкарпатській нафтогазоносній провінції. Тут у зовнішній (Більче-Волицькій) зоні Передкарпатського прогину переважають газові, у внутрішній (Бориславсько-Покутській) — нафтові родовища. Основними продуктивними товщами є теригенні утворення крейдового періоду, палеогену і неогену.

Волино-Подільська газонафтоносна провінція

Нафтогазоносність пов’язана із південно-західним заглибленням Східноєвропейської платформи. В її межах виділяють Львівський палеозойський прогин, Стрийський юрський прогин і Львівську крейдову западину.

Товщина палеозойських відкладів у межах Львівського прогину перевищує 5 км, поступово зменшуючись у східному та південно-східному напрямках. Вони зім’яті у пологі складки північного — північно-західного простягання. Максимальна дислокація спостерігається на південному заході прогину вздовж лінії Львів — Жовква — Угнів.

Передкарпатська нафтогазоносна провінція

Зовнішня зона

Зовнішню (Більче-Волицьку) зону Передкарпатського прогину умовно поділяють на три зони: Крукеницьку (найбільш занурену), Косівсько-Угерську й Івано-Франківську, яка прилягає до платформи. Межами між ними слугують поздовжні регіональні розломи Городоцько-Калуський і Краковецько-Стрийський.

Територія зовнішньої зони, яка довгий час крейдового періоду була суходолом, інтенсивно розмивалась. Тому неогенові відклади, представлені тут в основному отанським (гельветським), баденським і сарматським ярусами, залягають на різновікових донеогенових відкладах від рифею до крейдового періоду включно.

Промислові газові поклади зовнішньої зони приурочені до мезозойських ерозійно-тектонічних виступів, перекритих міоценовою (див. Міоцен) покришкою (50,5 % від початкових запасів газу зовнішньої зони), а також до міоценових відкладів (49,4 %). Масивні поклади газу, що трапляються в породах юрського або крейдового періодів, розташовані в гельветських і нижньобаденських пісковиках, що їх облягають. Неогенові відклади газоносні на всій території зовнішньої зони, але і в них понад 93 % початкових розвіданих запасів газу зосереджено у північно-західній частині зони, що зумовлено наявністю повнішого розрізу неогенових відкладів у цій частині.

У газових покладах нижнього сармату, які залягають на глибинах до 1 км, трапляються найсухіші гази із вмістом метану до 99 %. У газі мезозойських відкладів вміст метану зменшується до 95–96 % за одночасного збільшення вмісту важких вуглеводнів. Колекторами газу в крейдових і неогенових відкладах є пісковики, їхня ефективна пористість відповідно становить 18–23 % і 10–25 %. Колекторами нафти в юрських відкладах зовнішньої зони є тріщинуваті й кавернозні вапняки. Основне значення під час фільтрації нафти в пласті мають тріщини і каверни.

Нафта юрських відкладів важка, високов’язка із високим вмістом асфальтенів, смол і сірки та дуже малим вмістом парафінів. 1989 була підтверджена промислова нафтоносність юрських відкладів.

Внутрішня зона

Складається з верхньокрейдових, палеогенових і нижньоміоценових утворень; основний її об’єм займають палеогенові відклади. Ці породи мають винятково складну будову і утворюють покривну структуру (Бориславсько-Покутський покрив). Складки її у переважній більшості —лінійні антикліналі, насунуті одна на одну у північно-східному напрямку, які групуються у два-три яруси. Покрив у цілому ускладняється системою поперечних розривних порушень. Вони можуть бути як загальні для покриву в цілому, так і спостерігатися у тілі окремих ярусів. Поперечні порушення зумовили блокову будову внутрішньої зони. Загальна товщина покриву змінюється від 2 до 8 км за товщини окремих ярусів складок 0,5–3 км. У північно-західному і південно-східному напрямках розміри покриву зменшуються до повного його виклинювання.

Загальні розміри внутрішньої зони становлять 275 х 7–24 км. Тут виявлено і розвідано 33 родовища нафти і газу. Основною продуктивною товщею є палеогенові відклади. За кількістю видобувних запасів три родовища — Бориславське нафтогазоконденсатне, Долинське нафтове, Битків-Бабченське нафтогазоконденсатне — відносять до великих, решту — до дрібних. Більшість виявлених покладів вуглеводнів пов’язані з лінійними складками і відносяться до склепінного типу. Зональний розподіл колекторів (лінійно-витягнені смуги пісковиків) зумовив наявність літологічно обмежених покладів нафти і газу. Колекторами нафти і газу служать дрібно- і середньозернисті кварцові пісковики, які відзначаються низькими ємнісно-фільтраційними властивостями. Нафта палеогенових покладів метаново-нафтенова, малосірчиста, смолиста, високопарафіниста. Густина її коливається у межах 770–870 кг/м³. У газах газових покладів уміст метану становить 85–99 %. Потенціальний уміст конденсату змінюється від кількох десятків до 400 кг/м³.

Карпатська складчаста нафтоносна область

У складчастих Карпатах з північного сходу на південний захід виділяють Скибову, Кросненську, Чорногорську, Дуклянську, Паркулецьку, Рахівську, Магурську, Мармароську і Пенінську зони, Мармароський масив і зону Підгалля. Усі вони — покриви (за винятком зон Кросненської і Підгалля). Структурною особливістю покривів є наявність тут паралельних дуже вузьких протяжних лусок монокліналей, відділених одна від одної насувами другого порядку. Складчасті Карпати займають незначне місце у видобутку нафти і газу. Нафтові поклади тут приурочені до пісковиків стрийської і ямненської геологічних світ. Початкові дебіти в них не перевищували 20 т/добу, а з часом стабілізувалися у межах 100–200 кг/добу.

Закарпатська газоносна область

Обмежена на північному сході Закарпатським, на південному заході — Припаннонським глибинними розломами. Донеогенова основа має блоково-складчасту структуру і складена осадовими вулканогенними (див. Вулканогенно-осадові породи) утвореннями палеогену, крейдового, юрського, тріасового періодів і, ймовірно, метаморфізованими (див. Метаморфізм) породами палеозою. Більшу частину основи заповнюють відклади кричевської світи крейдової системи (чорносланцева карбонатно-теригенно-глиниста товща). Більш ніж трикілометровий комплекс неогенових молас дислокований у формі складки, відклади ускладнені в центральній частині соляними діапірами. На основну товщу молас міоцену-пліоцену по зовнішній і внутрішній периферіях прогину налягає товстий комплекс вулканогенних (переважно основного складу) утворень Вигорлат-Гутинської гряди. Дві гілки цієї гряди з’єднуються смугою меридіонального простягання, яка розділяє орографічно (див. Орографія) весь Передкарпатський прогин на дві частини (западини): південно-східну (Солотвинську) і північно-західну (Мукачівську). У неогеновому структурно-тектонічному поверсі виявлено два газових родовища: Солотвинське і Русько-Комарівське. Колекторами є пісковики, піщані туфи і туфіти, покришками — відклади тереблянської світи.

Причорноморсько-Кримська нафтогазоносна провінція

Стратиграфічний діапазон нафтогазоносності провінції — від докрейдових до неогенових включно. Тут відкрито 16 газових і 10 нафтових родовищ. У газових родовищах поклади розміщені у верхньокрейдових, палеоценових і майкопських відкладах; у газоконденсатних — у нижньокрейдових, палеоценових і майкопських; у нафтових — в міоценових, майкопських, верхньо- і нижньокрейдових і частково девонських. Єдине родовище у середньодевонських відкладах — Східносаратське — розташоване на території Білгород-Дністровського району Одеської області. Нафтоносність у ньому виявлено в карбонатно-хемогенних породах.

Неогеновий нафтоносний комплекс складений теригенними і карбонатними породами. Продуктивні горизонти приурочені до пісковиків і вапняків середнього та верхнього міоцену. Родовища пов’язані з антиклінальними складками, серед яких виділяють два основних типи: брахіантиклінальні нормальні та брахіантиклінальні, ускладнені грязьовим діапіризмом (діапірові та криптодіапірові складки). Останні поширені в основному на Керченському півострові. До перспективних на нафту і газ відносять крейдові (особливо нижньокрейдові), палеоценові і майкопські відклади. Заслуговують уваги і докрейдові комплекси: рифей-палеозойський (у Західному Причорномор’ї) і тріас-юрський (в окремих районах провінції).

Література

1. Атлас родовищ нафти і газу України : у 6 т. / Гол. ред. М. М. Іванюта. Львів : Центр Європи, 1998.
2. Гірничий енциклопедичний словник : у 3 т. / За ред. В. С. Білецького. Донецьк : Східний видавничий дім, 2004. Т. 3. 752 с.
3. Михайлов В. А., Вижва С. А., Загнітко В. М. та ін. Нетрадиційні джерела вуглеводнів України : у 8 кн. Київ : Видавничо-поліграфічний центр «Київський університет», 2014.
4. Білецький В. С., Гайко Г. І. Світова історія нафтогазовидобування. Львів : Новий Світ-2000, 2025. 218 с.

Автори ВУЕ

В. С. Білецький

Л. С. Галецький

Покликання на цю статтю: Білецький В. С., Галецький Л. С. Нафтогазоносні регіони України // Велика українська енциклопедія. URL: https://vue.gov.ua/Нафтогазоносні регіони України (дата звернення: 11.10.2026).

Статус гасла: Оприлюднено
Оприлюднено: 30.04.2024