CC BY
148
УДК 553.982.061.33.
© Н.И. Евдощук, 2008
Отделение морской геологии и осадочного рудообразования НАН Украины, Киев
РЕЙТИНГОВАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО ШЕЛЬФА ЧЕРНОГО МОРЯ
Обработка материалов сейсмоисследований, выполненных в 20042006 гг. и переобработка на современной методологической основе старых материалов геолого-геофизического изучения недр северо-западного шельфа Чёрного моря позволили уточнить нефтегазогеологическое районирование и геолого-промышленную характеристику основных нефтегазоносных и перспективных стратиграфических комплексов, а также выявить антиклинальные зоны территориальной концентрации месторождений нефти и газа. Определены перспективы нефтегазоносности фундамента, а также направления и стадийность проведения геолого-геофизического исследования региона с учётом рейтинговой оценки перспектив нефтегазоносности для подготовки к освоению ресурсной базы углеводородов в объёме более 880 млн. т условного топлива.
Оценка нефтегазоносности акватории Украины, в том числе северозападного шельфа Черного моря, проводится с 40-х - 50-х годов прошлого столетия по геологической аналогии с нефтегазоносными районами суши в связи с открытием месторождений углеводородов на прилегающих территориях Крыма.
Основные перспективы связывались с породами палеоцена и майкопа. Интерес представляли также меловые, юрские, триасовые и палеозойские глинисто-терригенные и карбонатные толщи.
В течение всего периода геолого-геофизического изучения недр северо-западного шельфа проведены геофизические и геохимические съемки различных видов и детальности. Переработка старых и обработка новых сейсмопрофилей (2004-2006 гг.) позволили подготовить к глубокому бурению по нижне- и верхнемеловым горизонтам отражения 10 структур.
Таким образом, северо-западный шельф Черного моря хорошо изучен сейсмическими исследованиями, но, к сожалению, не на всех участках с высоким качеством. Почти за 40 лет проведения поискового и в меньшей мере параметрического бурения, здесь разведано восемь газовых и газоконденсатных месторождений.
Нефтегазогеологическое районирование северо-западного шельфа Черного моря включает части двух нефтегазоносных провинций: на запад от Одесского разлома - Балтийско-Преддобруджинской и на восток - При-черноморско-Северокавказско-Мангышлакской.
В границах северо-западного шельфа прослеживается только южная часть Балтийско-Преддобруджинской нефтегазоносной области. Основные перспективы в ней связаны с толщей палеозойских и юрских пород, которые характеризуются благоприятным сочетанием коллекторов и покрышек, широким развитием антиклинальных поднятий и ловушек неантиклинального типа, в том числе рифовых сооружений.
В области выделяются два нефтегазоносных района: Алуатско-Туз-ловский и Нижнепрутско-Килийский. В первом из них в пределах прилегающей суши выделяется Саратская зона нефтегазонакопления с разведанными в карбонатных породах среднего-верхнего девона Восточносарат-ским и Желтоярским нефтяными месторождениями с общими начальными запасами 35 851тыс. т, в том числе по классификации кодов 122+2229 805 тыс. т. Вероятно, Саратская зона продолжается в прилегающем шельфе (рисунок).
В пределах Нижнепрутско-Килийского района залежи нефти и газа приурочены к сарматским карбонатным породам восточной периклинали Предкарпатского прогиба - Валенское нефтяное, Викторовское и Еникий-ское газовые месторождения.
В пределах суши Украины и прилегающей акватории основные перспективы района связаны преимущественно с палеозойскими и юрскими образованиями поднадвиговых структур Нижнепрутского и Килийского аллохтона с плотностью неразведанных ресурсов менее 5 тыс. тонн условного топлива на 1 км2.
В границах Причерноморско-Северокавказско-Мангышлакской провинции северо-западный шельф Черного моря относится к Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области, которая прослеживается и на прилегающей суше Северного Причерноморья и Крымского полуострова.
Она разделяется на районы: Черноморско-Северокрымский и Приду-найский нефтегазоносные, Таврийский и Каламитский перспективный, а также Южнокрымский невыясненных перспектив. В пределах первого из них открыто 8 газовых и газоконденсатных месторождений, в том числе 3 средних за размерами разведанных запасов. Около 70% запасов сконцентрированы в палеоценовых и майкопских отложениях Тарханкутско-Джан-койской зоны нефтегазонакопления. Меньшие запасы выявлены в Голи-цынской зоне нефтегазонакопления.
Основой для выделения на юго-западе шельфа самостоятельного При-дунайского нефтегазоносного района служат новые геолого-геофизические данные о строении Краевого уступа, нефтегазоносность участка Лебада (Румыния), а также промышленный приток горючего газа из среднеэоцено-вых карбонатных отложений и проявления нефти из нижнепалеоценовых карбонатов Олимпийской площади.
Разбуренность осадочного чехла составляет: в Черноморско-Северокрымском нефтегазоносном районе (НГР) - 4,9 м/км2, или 565,6 км2/скв., в Каламитском НГР - 1,9 м/км2, или 1200 км2/скв. и в Придунайском НГР - 0,9 м/км2, или 3550 км2/скв. Пока что изучались преимущественно отложения, залегающие до глубины 3 км. Скважины глубиной около 5
Схема нефтегазогеологического районирования северо-западного шельфа Черного моря. [1, рис. 3.1]
Границы: 1 - основных тектонических элементов; 2 - нефтегазоносных провинций; 3 - нефтегазоносных областей; 4 - нефтегазоносных районов; 5 - зон нефтегазонакопления; 6 - государственная граница Украины; 7 - зоны экономических интересов Украины. Разрывные нарушения: 8 - региональные, что разделяют надпорядоковые тектонические структуры; 9 - важнейшие глубинные разломы, сутурные зоны. Месторождения: 10 - нефтяные; 11 - газовые; 12 - газоконденсатные; 13 - нефтегазовые; 14 - средние по разведанным запасам. 15. Перечень элементов нефтегазогеологического районирования:
Балтийске - Преддобруджинская нефтегазоносная провинция
I Преддобруджинская нефтегазоносная область. 11 Алуатско - Тузловский нефтегазоносный район:
II Саратская зона нефтегазонакопления; 12 Нижнепрутско-Килийский нефтегазоносный район: І2 Вилковская зона прогнозируемого нефтенакопления; І| Губкинско-Змеиная малоперспективна зона. Причерноморско-Северокавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция
II Причерноморско-Крымская нефтегазоносная область
III Таврийский перспективный район:
ІІ2 Нижнеднепровская зона прогнозируемого нефтенакопления; ІІ2 Черноморско-Северокрымский нефтегазоносный район:
ІІ2 Тарханкутско-Джанкойская зона нефтегазонакопления; ІІ| Голицинская зона нефтегазонакопления. ІІ2 Южнокаркинитская зона прогнозируемого нефтенакопления; ІІ3 Придунайский нефтегазоносный район: ІІ31 Южнозмеиная зона прогнозируемого нефтенакопления. ІІ4 Каламитский перспективный район. ІІ5 Южнокрымский район невыясненных перспектив.
Черноморская перспективная провинция
ІІІ Западночерноморская перспективная область.
км вообще на морских акваториях Украины отсутствуют, а степень освоения значительных начальных суммарных ресурсов осадочного чехла и ге-терогенно-гетерохронного фундамента северо-западного шельфа Черного моря составляет около 9%.
В исследуемом регионе выделяются или прогнозируются осадочные формации, которые связаны с развитием байкальского, варисцийского и киммерийского тектонических циклов [1]. Четко прослеживается и хорошо изучен формационный ряд альпийской тектонической эпохи, что позволило в его составе выделить формации тафрогенного и таласогенного этапов.
Добайкальские формации в границах Восточноевропейской платформы (ВЕП) входят в состав кристаллического фундамента. Южнее фундамент более молодой, гетерогенный и гетерохронный.
Анализ геолого-геофизических материалов дает возможность определить альпийскую тектоническую эпоху как доминирующую в формировании структурного плана и образовании региональных и локальных структур северо-западного шельфа Черного моря. С учетом глобального строения Альпийско-Гималайского складчатого пояса и новых материалов исследования этого региона, выделяются два надпорядковых структурно-тектонических элемента: южная окраина древней Восточноевропейской платформы и западная часть Мизийско-Скифской эпиорогенной зоны (Скифской плиты). Шовная зона сочленения этих структур определяется западнее Одесского разлома, по которому она смещается на юг к Южноголицын-скому субширотному разлому и трассируется в район Каркинитского залива, севернее Бакальской косы.
Палеотектонические реконструкции локальной складчатости по методам изопахических схем, профилей выравнивания и других построений позволяют проследить и объяснить особенности распределения углеводородных залежей по разрезу, определить критерии их нефтегазоносности и перспективные горизонты [3,6,7].
Формационный и литолого-фациальный анализ пород северо-западного шельфа Черного моря [2], а также общих и необходимых критериев оценки перспектив нефтегазоносности в разрезе осадочного покрытия [3,4,6] позволил выделить восемь нефтегазоносных и перспективных комплексов: силурийско-нижнекаменноугольный, пермско-триасовый, юрский, нижнемеловой, верхнемеловой, палеоценово-эоценовый, майкопский и средне-миоценово-плиоценовый. Перспективы их нефтегазоносности связываются с различными тектоническими зонами юга Украины, включая и северозападный шельф Черного моря.
Первые два, наиболее древние комплексы, представляют нефтегазопоисковый интерес только в границах суши и прилегающего шельфа Пред-добруджинской НГО в пределах Крыловской депрессии и частично Молдавской моноклинали.
Перспективы нефтегазоносности северо-западного шельфа Черного моря в значительной степени определяются благоприятным сочетанием условий нефтегазонакопления и истории формирования локальных скла-
док. В пределах Каркинитско-Северокрымского прогиба к нижнемеловым - палеогеновым отложениям приурочена цепочка брахиантиклинальных и куполовидных локальных складок, которые группируются в субширотно вытянутые антиклинальные зоны территориальной концентрации выявленных месторождений нефти и газа, а также являются объектами поиска залежей углеводородов. Месторождения нефти и газа открыты не во всех разбуренных поднятиях. Одной из причин, очевидно, является различная история их формирования, время завершения образования ловушек и связь этих процессов с миграцией углеводородов.
Палеотектонические реконструкции и структурные построения по мел-палеогеновым стратиграфическим горизонтам отдельных антиклинальных складок в пределах акваторной зоны Каркинитско-Северокрымского прогиба указывают на конседиментационный тип антиклинальных поднятий.
Доминирующие продуктивные горизонты сконцентрированы в образованиях, которые накапливались между фазами интенсивного формирования локальной складчатости. В частности значительные залежи УВ связаны с палеоценом-эоценом.
Для определения перспектив нефтегазоносности фундамента использован общий научный критерий региональной нефтегазоносности - структурно-тектонический [2], который включает необходимость изучения:
- интенсивности проявления разломно-блоковой тектоники и ампли-тудности объекта;
- типа и амплитуды нарушений, которые усложняют объект;
- соотношения толщин покрышек, проницаемой части коллектора и амплитуды нарушения;
- обусловленности образования коры выветривания и разуплотненных зон в массиве фундамента вещественным составом и устойчивостью пород к разрушению;
- активности тектонических движений.
На северо-западе Черного моря известно более 100 локальных поднятий, выявленных сейсморазведкой в границах Крымского поднятия. Достоверными структурными построениями сейсморазведки считаются те, которые выполнены по сейсмическим горизонтам, связанным с неогеновыми и палеогеновыми образованиями.
Сейсморазведочные исследования отражающих горизонтов в нижнемеловых и низах верхнемеловых осадочных толщ не обеспечили достоверной информации о тектоническом строении района.
По последним данным локальные поднятия нижнего мела имеют более сложное строение. В большинстве они выражены асимметричными субширотными брахиантиклинальными складками площадью 20-70 км2 [3,4,6] или антиклиналями (свыше 100км2),длинная ось которых составляет 20-60км, короткая - 2-15км. Структуры обычно осложнены разрывными нарушениями с телами вулканитов (Одесская, Федоровская, Илли-чевская и др.), группируются в цепь антиклинальных зон.
Сложное строение нижнемеловых поднятий подтверждается результатами бурения на Одесском, Федоровском, Фланговом участках моря.
В фонд выявленных структур включено 21 перспективное поднятие, 7 из которых определены для подсчета локализованных прогнозных ресурсов категории Д1 в отложениях нижнего мела (на основании плотности запасов близких по геологическому строению разведанных месторождений).
Приоритетность локальных объектов акватории в проведении поискового бурения или сейсморазведки определяется их расположением в границах нефтегазоносных зон, районов или перспективных участков, степенью перспективности литолого-стратиграфических комплексов, величиной ресурсов С3 или Д1, типом ловушки, ее площадью и глубиной залегания. При подсчете коэффициентов очередности бурения и подготовки объектов принимались наиболее достоверные и существенные для оценки перспектив параметры, тесно связанные с результатами сейсморазведки и бурения. В соответствии с этими факторами, а также геолого-геофизическими и экономическими критериями [3,6] выполнена рейтинговая оценка выявленных и подготовленных объектов в районах нефтегазонакопления черноморского шельфа, в том числе выявленных 9: Губкина, Центральная, Янтарная, Угловая, Рифтовая, Сундучная, Мирная, Бортовая, Дипломная и подготовленных 16: Биостромная, Гордиевича, Восточношмидтовская, Межводненская, Штормовая глубинная, Мирная, Чаривна, Штилевая, Осетровая, Краевая, Нахимовская, Корниловская, Каламитская, Виктория, Форум, Сундучная.
Почти все подготовленные объекты, за исключением ловушек Био-стромной и Гордиевича, относятся к складкам антиклинального типа. Отложения нижнего мела по количеству подготовленных объектов (12) занимают третье место после палеоцен-эоценового и майкопского комплексов. Почти все структуры (13) подготовлены при глубинах моря до 100 метров.
Девять структур подготовлены в границах основного ЧерноморскоСеверокрымского нефтегазоносного района, где сконцентрированы все разведанные на сегодня месторождения углеводородов, пять - в Каламитс-ком перспективном районе и одна - в Преддобружинской нефтегазоносной области [2].
Таким образом, поисково-разведочные работы необходимо ориентировать на основные газоносные (палеоцен-эоценовые, майкопские, нижнемеловые) комплексы, обращая особое внимание на литологически ограниченные, стратиграфически и тектонически экранированные ловушки.
Эффективность геолого-разведочных работ на северо-западном шельфе Черного моря предопределяется наличием благоприятного сочетания поисковых признаков - литофациальные, геохимические характеристики и качественные покрышки в зоне глубинных разломов, в особенности в узловых точках. По этим признакам в осадочном чехле и фундаменте выделяются семнадцать зон: Днестровская, Шатского, Безыменная, Змеиная, Биостромная, Скадовская, Губкина, Краевая, Голицынская, Штормовая, Нахимовская, Дунайская, Лагунная, Глубокая, Британская, Альминская, Севастопольская.
Для полной качественной оценки перспектив нефтегазоносности украинского сектора северо-западного шельфа Черного моря необходимо выполнять геологоразведочные работы на нефть и газ в гетерогенном и гете-рохронном фундаменте (разуплотненные зоны и кора выветривания, зоны выщелачивания и палеоэрозионной дезинтеграции) с учетом наличия многоярусной складчатости, множества разрывных дислокаций на активизированных участках в зонах глубинных разломов, в строгом соответствии со стадийностью их проведения. Для этого предлагается поэтапно выполнить бурение параметрических, поисковых, разведочных скважин по трем региональным профилям с проектными горизонтами в осадочных отложениях и породах фундамента: структура Шатского - месторождения Безымянное и Голицынское - Западномеловая структура - месторождения Западнооктябрьское и Октябрьское (суша) - I профиль; структуры Краевая -Корнилова - II профиль; структуры Биостромная - Британская - III профиль. Такая система профилей позволит увязать данные сейсморазведки и получить более полную информацию о глубинном строении и нефтегазоносности этого региона.
Таким образом, уточненная геологическая модель и новая оценка углеводородного потенциала северо-западного шельфа Черного моря при концентрации основного объема геологоразведочных работ на одновременном изучении осадочной толщи и фундамента обеспечит эффективное направление поиска углеводородов в этом регионе и подготовит ресурсную базу углеводородов в объеме более 880 млн. т условного топлива, в том числе нефти - 167 млн. т, конденсата - 32 млн. т, растворенного газа - 34 млрд. м3, свободного газа до 650 млрд. м3.
1. Геология шельфа УССР. Стратиграфия/Под ред. Ю.В.Тесленко. Киев: Наук. думка, 1984.-184 с.
2. Гожик П.Ф., Чебаненко І.І., Євдощук М.І. та ін. Наукові і практичні основи пошуків вуглеводнів у північно-західному шельфі Чорного моря. К.: ЕКМО, 2007. -232 с.
3. Євдощук М.І. Ресурсне забезпечення видобутку вуглеводнів України за рахунок малорозмірних родовищ. К.: Наук. думка, 1997. - 277 с.
4. Євдощук М.І. Проблеми і перспективи геологорозвідувальних робіт на нафту і газ в Україні. - Київ, НТП Нафтогаз - прогноз, 1998. - 164 с.
5. Євдощук М.І. Чебаненко І.І., Гавриш В.К. та ін. Теоретичні основи нетрадиційних методів пошуку вуглеводнів. К.: Нафтогаз-прогноз, 2001. - 287 с.
6. Евдощук Н.И. Нефтегазоносность Азово-Черноморского басейна. // Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2005 - №1 - С. 82-87.
7. Євдощук М.І. Теорія і практика пошуку та розробки вуглеводневих покладів агре-гативного типу в Чорному морі. // Геология и полезные ископаемые Мирового океана, 2006. - №2 - С. 82-88.
Обробка матеріалів сейсмодосліджень, виконаних у 2004-2006 рр. та переоброб-ка на сучасній методологічній основі старих матеріалів геолого-геофізичного вивчення надр північно-західного шельфу Чорного моря дозволили уточнити нафтога-зогеологічне районування, геолого-промислову характеристику основних нафтогазоносних і перспективних стратиграфічних комплексів, а також виявити антиклінальні зони територіальної концентрації родовищ нафти й газу. Визначено перс-
пективи нафтогазоносності фундаменту, а також напрямки та стадійність проведення геолого-геофізичного дослідження регіону з урахуванням рейтингової оцінки перспектив нафтогазоносності для підготовки до освоєння ресурсної бази вуглеводнів в обсязі понад 880 млн. т умовного палива.
Seismic data processing, acquired in 2004-2006, and re-processing of the old geological and geophysical survey materials of the Black Sea N-W shelf subsurface on the modern methodological basis, has allowed to specify oil and gas geographical demarcation, geological and commercial characteristics of main perspective stratigraphic complexes, and to locate the anticline zones of the territorial concentration of oil and gas fields. The perspectives of oil and gas presence of foundation were identified along with step-by-step approach and consistency for carrying out the geological and geophysical survey of the region with due consideration of rating evaluation of oil and gas presence perspectives for preparation to development of the hydrocarbon resource base, equaled to more than 880 million tons of oil equivalent.
