Нафтогазоносні регіони України — території в межах України, в надрах яких виявлено родовища нафти та газу.

У межах України є три нафтогазоносні регіони: Східний — Дніпровсько-Донецька западина Західний — Західноукраїнський регіон Волино-Подільська газонафтоносна провінція Передкарпатська нафтогазоносна провінція Карпатська складчаста нафтоносна область Закарпатська газоносна область, Південний — Південно-Кримська нафтогазоносна провінція.

Дніпровсько-Донецька западина

Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ) — внутрішня платформенна структура авлакогенного типу. Розміри западини — 630 x 210 км, площа — 100 тис. км². Охоплює територію Чернігівської, Полтавської, Сумської, Харківської, Дніпропетровської, Луганської і Донецької областей. ДДЗ складають девонські, кам'яновугільні, пермські, тріасові юрські, крейдові, третинні і четвертинні відклади. За даними геолого-геофізичних досліджень у південно-східній її частині прогнозується розвиток рифейських і, можливо, нижньопалеозойських утворень. У літологічному відношенні розріз ДДЗ представлений переважно теригенними відкладами. Крім того, тут розвинуті три соленосні товщі (нижньопермська, фаменська, франська), дві ефузивні в девоні, а також карбонатні — у верхній крейді, нижньобашкирському, нижньовізейському і турнейському ярусах. За тектонічною схемою в межах ДДЗ виділяють північний і південний борти (схили Воронезького кристалічного масиву і Українського кристалічного щита) і Дніпровський грабен. Останній на заході через Брагинсько-Лоєвську сідловину межує із Прип'ятським грабеном, а на сході по шовному з'єднанню — із Донбасом і має структуру складної будови, в якій виділяються поздовжні та поперечні тектонічні елементи. Поздовжніми є північна і південна прибортові зони, характерні субмоноклінальним заляганням порід, і центральна (осьова) зона, в межах якої розвинуті найбільш крупні вали і депресії. У ДДЗ відкрито 180 родовищ нафти і газу, в яких газ становить (%): 74,5, нафта — 18,6, конденсат — 6,9. У стратиграфічному розрізі ДДЗ виділяється вісім продуктивних комплексів: мезозойський, нижньопермсько-верхньокам'яновугільний, середньокам'яновугільний, серпухівський, верхньовізейський, турнейсько-нижньовізейський, девонський і докембрійський (в фундаменті). З них серпухівський, верхньовізейський і турнейсько-нижньовізейський комплекси, які мають подібні умови нафтогазоносності, відособлюють у нижньокам'яновугільний мегакомплекс. У нафтогеологічному районуванні на території ДДЗ виділяють Дніпровсько-Донецьку газонафтоносну область як складову частину Дніпровсько-Прип'ятської нафтогазоносної провінції. В межах цієї області виокремлюють 5 субобластей, 14 нафтогазоносних районів і 29 зон нафтогазонагромадження. Мезозойський комплекс, продуктивний на семи родовищах, має підпорядковане значення, оскільки вміщує тільки 0,6 % початкових ресурсів вуглеводнів. На всіх родовищах поклади газові, за винятком Качанівського (Сумська область), де є й нафта. Глибина залягання продуктивних горизонтів в мезозої змінюється від 400 до 1 850 м. Поклади містять (%): метанові гази — 86–93; важкі вуглеводні — 0,25–10,80; нафта легка і середня — 0,82–0,88; нафта малосірчана — 0,36–0,56; нафта парафінова — 0,60–2,70; нафта сильносмолиста — 19–40. Усі поклади приурочені до великоамплітудних антиклінальних структур і є склепінними, часто тектонічно екранованими. Нижньопермсько-верхньокам'яновугільний комплекс Нижньопермсько-верхньокам'яновугільний комплекс є в східному регіоні основним за розвіданими запасами вуглеводнів (57,2 %), що здебільшого зумовлено наявністю в ньому найбільш великих нафтових (Леляківське, Гнідинцівське, Глинсько-Розбишівське) і газових (Шебелинське, Західно-Хрестищинське, Єфремівське) родовищ. Комплекс продуктивний на 26 родовищах. Переважна частина розвіданих запасів нафти і газу зосереджена в масивно-пластових покладах під регіональною комбінованою (глинисто-хемогенною) покришкою. Глибина залягання продуктивних горизонтів змінюється від 680 до 4 050 м. Нафта в них легка і середня густиною 800—880 кг/м³, малопарафіниста, смолиста, малосірчиста (0,11–0,72 %), вільні гази метанові (89–93,7 %), важкі вуглеводні становлять 4,1–7,9 %, потенційний вміст конденсату в газі невеликий — до 50–70 г/м³. Колектори в більшості покладів теригенні, в деяких — карбонатні (Чутівське, Леляківське родовища). Подальші перспективи нафтогазоносності даного комплексу порівняно невеликі, що пояснюється високою (88 %) розвіданістю початкових ресурсів.

Середньокам'яновугільний комплекс Середньокам'яновугільний комплекс продуктивний на 46 родовищах. Він відноситься до другорядних, оскільки розвідані запаси в ньому невеликі Складений теригенно-карбонатними відкладами. Поклади в більшості випадків дрібні та поширені майже у всіх тектонічних зонах ДДЗ на глибинах від 650 до 4 800 м. У периферійних зонах ДДЗ поширені переважно нафтові та нафтогазові родовища, в осьовій і південно-східній частинах — газові та газоконденсатні.

Нижньокам'яновугільний мегакомплекс Нижньокам'яновугільний мегакомплекс характеризується найбільш широким розповсюдженням нафтових і газових скупчень. Він продуктивний на 155 родовищах і за перспективністю є основним в регіоні. Відклади нижнього карбону представлені пісковиками та алевролітами з підпорядкованими пластами і пачками карбонатних порід, приурочених в основному до нижньовізейського і турнейського ярусів. Мегакомплексу притаманне часте чергування піщано-алевролітових і глинистих пластів невеликої товщини (10–30 м), що створює численні пластові резервуари. У відкладах нижнього карбону виділяються серпухінський, верхньовізейський і турнейсько-нижньовізейський продуктивні комплекси. Для нижньокам'яновугільного продуктивного мегакомплексу, за винятком серпуховських відкладів північно-західної частини ДДЗ, характерною є регіональна нафтогазоносність, зумовлена переважно сингенетичністю розвинутих в ньому нагромаджень нафти і газу. В цьому комплексі скупчення вуглеводнів наявне в усіх тектонічних зонах грабена, а також на північному борту западини. Родовища виявлені на протяжних валах, в депресійних зонах і на моноклінальних схилах. Структурні форми, що контролюють нижньокам'яновугільні поклади нафти і газу, дуже різноманітні. Серед них є наскрізні брахіантиклінальні підняття, поховані високоамплітудні та слабко виражені структури. В комплексі вже встановлені та прогнозуються в широких масштабах поклади в неантиклінальних літологічних і стратиграфічних пастках. Фазовий стан вуглеводнів, що заповнюють пастки в нижньокам'яновугільних відкладах, змінюється в широкому діапазоні. Відзначені всі види фазових переходів від важкої дегазованої нафти до майже сухого газу. Трапляються пластові системи з надзвичайно високим вмістом конденсату в газі — 1 700–1 800 г/м³. Глибина залягання продуктивних горизонтів у нижньому карбоні змінюється в межах від 700—750 м на Михайлівському і Зачепилівському родовищах, до 6 100–6 300 м — на Комишнянському і Перекопівському. Подальші перспективи нафтогазоносності ДДЗ пов'язують в основному з нижньокам'яновугільним мегакомплексом, де сконцентрована більшість нерозвіданих ресурсів вуглеводнів.

Серпухівський комплекс Серпухівський комплекс продуктивний на 59 родовищах. Поклади поширені переважно в центральній і меншою мірою в південно-західній частинах ДДЗ зі збільшенням частки газової складової в південно-східному напрямку. Нафта в цьому комплексі має густину 790—870 кг/м³, на більшій частині території — до 850 кг/м³, вміст сірки в ній змінюється в межах 0,3–0,75 %. Вільний газ характеризується значним вмістом конденсату (в західній субобласті — 50–450, в східній — 50–100 г/м³) і важких вуглеводнів. У серпухівському комплексі виділяють 15 продуктивних горизонтів, які індексують С-1-9 і В-10-14. Всі поклади пластові. Колектори скрізь теригенні, окрім Муратівського родовища, де газові поклади пов'язані із карбонатами біогенного типу.

Верхньовізейський комплекс Верхньовізейський комплекс характеризується найбільш широким територіальним поширенням нафтогазоносності. Він вміщує 20,3 % розвіданих запасів вуглеводнів, приурочених до 106 родовищ, розміщених в західній і прибортових частинах південно-східної субобласті ДДЗ. Як і в інших комплексах нижнього карбону, у верхньовізейському комплексі нафтові поклади в північно-західній частині ДДЗ на південний схід змінюються газоконденсатними. У верхньовізейському комплексі виділяють близько 13 продуктивних горизонтів (В-10-23). Глибина залягання їх змінюється від 800 до 6 200 м. В цьому комплексі в інтервалі 6 200–6 300 м розміщені глибокі газоконденсатні поклади. Родовища багатопластові з великою нафтогазоносністю (Качанівське, Рибальське, Погарщинське та ін.). У малоамплітудних підняттях і неантиклінальних пастках вони вміщують по 1–3 продуктивних горизонти. Густина нафти в верхньовізейських відкладах змінюється в межах 820—970 кг/м³, на більшій частині території вона не перевищує 850 кг/м³; вміст сірки становить до 0,5 % (на деяких периферійних ділянках — до 1,2–2,2 %); в'язкість — 0,25–5,0 мПа•с (на Рибальському, Бугреватівському і Великобубнівському родовищах — 10–22 мПа•с). Вільні гази характеризуються в західній частині ДДЗ високим (до 800–1 000 г/м³), а в східній — середнім (50–200 г/м³) вмістом конденсату; важких вуглеводнів у них відповідно до 22 і 8 %. Переважна більшість відомих родовищ пов'язана зі склепінними пастками, часто — з тектонічними і літологічними ускладненнями. Все частіше виявляють поклади в неантиклінальних літологічно (Волошківське, Сорочинське, Червонозаводське родовища) і тектонічно екранованих пастках (Південноафанасівське родовище та ін.).

Турнейсько-нижньовізейський комплекс Турнейсько-нижньовізейський комплекс продуктивний на 63 родовищах. У ньому міститься 8,3 % розвіданих запасів вуглеводнів. Найбільш крупне родовище у цьому комплексі — Яблунівське. Комплекс представлений теригенними і карбонатними відкладами. Останні розвинуті як в нижньовізейському, так і в турнейському ярусах і найбільше поширені в південній прибортовій зоні ДДЗ. Розміщення покладів в цьому комплексі таке ж, як і в верхньовізейських утвореннях. Нафта у відкладах турнейсько-нижньовізейського комплексу малосірчиста (0,10–0,45 %) із густиною 800—910 кг/м³, на більшій частині території — до 850 кг/м³; гази метанові з вмістом важких вуглеводнів 6–26 %, при цьому в західній частині ДДЗ —понад 10 %, а в східній — до 10 %; вміст конденсату в газі відповідно становить до 1 000 і 300 г/м³. Як і в інших комплексах, в турнейсько-нижньовізейському переважають поклади в склепінних пастках, нерідко з літологічним і тектонічним екрануванням. Крім того, виявлені поклади в неантиклінальних пастках.

Девонський комплекс

У девонському продуктивному мегакомплексі виявлено п'ять нафтових і газоконденсатних родовищ, які вміщують 0,2 % розвіданих запасів вуглеводнів. Він представлений трьома комплексами відкладів, що розділені соленосними товщами — теригенними підсольовим (живетсько-нижньоафранським), карбонатно-теригенним міжсольовим (задонсько-єлецьким) і теригенним надсольовим (фаменським). Перспективи нафтогазоносності девонського мегакомплексу значні. За розмірами нерозвіданих ресурсів він поступається тільки трьом нижньокам'яновугільним комплексам. Ступінь розвіданості незначний. Продуктивний комплекс докембрійського кристалічного фундамента є в ДДЗ новим перспективним об'єктом пошуково-розвідувальних робіт. У породах фундамента виявлено п'ять родовищ, які розташовані на північному борту (Юліївське нафтогазове, Чернетчинське, Нарижнянське і Коробочківське газоконденсатні) і в граничній зоні грабена (Хухрінське нафтове родовище). Розвідані запаси в комплексі поки що незначні, а нерозвідані ресурси оцінюються в 4,6 % від загальних в регіоні. Найперспективнішими є північний борт ДДЗ і вузькі (шириною 4–7 км) прирозломні зони біля північного та південного крайових порушень.

Західноукраїнський регіон