CC BY
66
1.Д. Багрш, З.Я. Войцицький, Н.В. Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
1нститут геологiчних наук НАН УкраТни, КиТв
КОМПЛЕКСН1 ГЕОЛОГО-СТРУКТУРНО-ТЕРМО-АТМОГЕОХ1М1ЧН1 ДОСЛ1ДЖЕННЯ - 1НСТРУМЕНТ ПРОГНОЗУВАННЯ ТА ПОШУК1В ВУГЛЕВОДН1В I МЕТАНОГ1ДРАТ1В НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМУ СХИЛ1 ЧОРНОГО МОРЯ
ОбТрунтовано доцыьнкть застосування геолого-структурно-термо-атмо-гео-хiмiчних до^джень при пошуках вуглеводтв та метаногiдратiв на континентальному схилi Чорногоморя. Наведенорезультати системного аналiзу струк-турно-тектошчних, лiтолого-стратиграфiчних, геохiмiчних, геотермiчних ме-тодiв, критерНв та гх комплексне застосування при визначенш нафтогазонос-ностi локальних об'eктiв.
Ключовi слова: Чорне море, вуглеводт, геолого-структурно-термо-геохiмiчнi до^дження, флюЧди.
Вступ
На континентальному схил i в глибоководнш западиш Чорного моря е досить значш вуглеводневi ресурси, що становлять понад 346 млн т нафтового екывалента. За ощнками експертав на конти-нентальних схилах морських басейнiв вврази запаси нафти, газу i конденсату становлять 95 % [6], промислову нафтогазоносшсть у Бенгальськш затоцi, в Каспшському, Середземному, Норвезькому, Пiвнiчному, Баренцовому та iнших морях встановлено в теригенних та карбонатних формащях фанерозою, особливо в крейдових та кай-нозойських вщкладах, як1 за сво!ми лiтолого-стратиграфiчними характеристиками подiбнi до осадового комплексу Чорного моря.
Нафтогазопошуковi роботи в Чорному морi проводяться пе-реважно на мiлководних шельфових дiлянках. Тому з'ясування просторово-часово! приуроченост нафтогазоносностi та 11 оцiнка на локальних структурних об'ектах континентального схилу i в глибоководнiй частинi е актуальною проблемою.
Чшьною е також проблема вивчення продеав дегазадп дна Чорного моря, що виршуеться переважно в таких аспектах: ви-
© 1.Д. БАГР1Й, З.Я. ВОЙЦИЦЬКИЙ, Н.В. МАСЛУН, У.З. НАУМЕНКО, С.Д. АКСЬОМ, М.Ю. ГРИГА, 2014
значення пошукових ознак на поклади ВВ та з'ясування закономiрностей поши-рення газогiдратiв, грязьових вулкашв; локалiзацiï наскрiзних потокiв та пере-токiв глибинних вуглеводнiв в осадовому розрiзi, з'ясування розмiщення розлом-них порушень i пiдпорядкованих ïm шляхiв проникнення (фiльтрацiï) флюïдних потоюв з глибинних шарiв донних вiдкладiв; просторова мiнливiсть структурно-тектонiчних (неотектошчних), седиментацiйних умов, придонна гiдродинамiка [11, 26, 32, 25]. Вивчення цих складових сприятиме Грунтовному прогнозуванню скупчень вуглеводнiв метанонасичених формацiй та визначенню реальних за-пасiв метаногiдратiв.
Виявлеш на оцiночнiй стадп' величезнi масштаби струмешв газiв газових фа-келiв — «сишв» 1з тривалим у геолопчному час перiодом активного видшення газу дозволяють розглядати гх як можливе нове нетрадицiйне джерело ВВ та ставить завдання щодо можливост1 збiльшення запаяв i видобутку газу за рахунок вклю-чення в схему газогщратав.
У глибоководнш западинi зони розвитку газогiдратiв пов'язаш з глибинними флюïдами, що надходять з надр i локалiзованi над позитивними структурами на р!зних структурних р1внях у мезокайнозойському осадовому комплекс та давнiших товщах. Найбiльш перспективними на газогщрати у Чорному мор! вва-жаються западина Сорокiна та глибоководш улоговини Захщно- та Схщночорно-морсько!" западин. Простежуеться вiдповiдна зональнють газопроявiв у Чорному мор1: по периферп", в зон1 зчленування шельфу та континентального схилу простежуеться розвиток виход1в газових факелiв, а в центральнш, гли6оководн1й, частинi гази залучаються до складу газогiдратiв.
Наскшьки важливими е проблеми пошук1в вуглеводшв, грязьового вулканiзму, природних газо- та нафтопроявiв, газогiдратiв у Чорному мор1, свiдчать численнi публiкацiï, що з'явились в останне десятилiття [4, 12, 32 та ш]. Розробляються мiжнароднi програми за участю причорноморських та шших европейських краш INGGAS (програма дослiджень на Чорному мор1); MARGASH (Marine gas hydrates of the Black Sea, 2002—2003 рр.); METRO (Methane and methane hydrates within the Black Sea, 2004—2007 рр.). В рамках проекту MARGASH у 2002 р. на судш «METEOR» шмецькими, росшськими й украшськими фахiвцями виконано геолого-геофiзичнi дослiдження в прогиш Сороюна i в Захщночорноморськш западинi. У рамках проекту METRO шмецькими фах]вцями сп1льно з1 вченими причорноморських краш проведено експедицшш роботи у 2004 р. в райош палео-Днiпра та палео-Дунаю, на континентальному схим поблизу узбережжя Туреччини, а у 2005—2006 рр. — Роси' та Грузи". Проблема газогщрапв викликае значний iнтерес на державному р1вш в США, Великобритании Шмеччиш, Япони", Канадi, Норвеги", 1нди', Швденнш Коре!', Кита!', де також виконуються нацiональнi програми.
Значний обсяг дослщжень 1з цiеï проблеми проведено в Укрш'ш [3, 6, 12, 24, 27, 28, 30, 31]. Шдтвердженням цьому е виконання проекпв i програм р1зними установами паливно-енергетичного комплексу. Нащональною академiею наук Украши (ВМГОР, 1ГН) виконуеться Загальнодержавна програма розвитку мше-рально-сировинно!" бази Украши та «Нащональна програма дослiджень i вико-ристання ресурав Азово-Чорноморського басейну, шших райошв Св1тового океану на 2009—2034 роки» з особливим акцентом на необхщнють розробки окремо!" «Комплексно!" програми освоення вуглеводневого потенцiалу украшсько!" части-ни континентального шельфу Чорного та Азовського мор1в».
Методика та матертали
Розвщка та облаштування глибоководних дшянок е вдвiчi бiльш капiталоeмними порiвняно з роботами на шельфi i потребують нових методо-логiчних та методичних пiдходiв.
Застосовуються рiзнi методи i технологи' для забезпечення пошукiв, розвщки та видобутку як традицiйних, так i нетрадицшних джерел вуглеводнiв. Нами для виршення означених вище проблем використано геолого-структурно-термо-ат-мо-геохiмiчну технологiю (СТАГД), в основу яко'1' покладено комплекс тек-тонiчних, морфоструктурних, бiо-лiто-сейсмо-стратиграфiчних, термометричних, газогеохiмiчних методiв.
На вiдмiну вщ приповерхневих методiв пошукiв ВВ, яй застосовувалися в Ук-раïнi рашше i спрямованi на прямi ознаки покладiв ВВ за виявленими аномалiями метаново!" складово!', СТАГД орiентованi на системний аналiз з уточнення гео-логiчноï будови, моделi розломно-блокового каркасу перспективних площ, вияв-лення неотектошчно активних зон пiдвищеноï проникностi i шлях1в найак-тившшо!" м^рацй' ВВ — прямих iндикаторiв гх покладав.
Згщно технологи' СТАГД аналiзувались тай критерiальнi ознаки прогнозуван-ня нафтогазоносностк структурно-тектонiчнi, лiтолого-стратиграфiчнi, фащаль-нi, геохiмiчнi, геотермiчнi, кореляцiйнi. Кожний з означених критерй'в мае рiзну iнформативнiсть, зважаючи на особливостi геологiчноï будови регюну, специфiки умов формування покладiв. Тому ix комплексне застосування при визначенш нафтогазоносност як локальних об'ектiв, так i на полйонах, дае можливють Грун-товнiше оцiнити перспективи певних дшянок, територш з урахуванням гео-логiчноï будови, характеру тектонiчниx процеав, якi гх сформували, просторово-часове генерування, мiграцiю, акумуляцiю, змiни i руйнування покладiв ВВ.
Матерiалом слугували виконанi спецiальнi експедицiйнi дослiдження та об-робка наявного фактичного матерiалу на виявлених структурах нафтогазоперс-пективних об'екпв на континентальному сxилi Захщночорноморсько!" западини, зокрема на структурах Захщноголщинська, Одеська-Безiменна-Рифтова-Осетро-ва, Сундучна, Ювiлейна; Схилова, Британська. З метою визначення ефективност застосування розроблено!" структурно-термо-атмогеоxiмiчноï технологй було проведено дослщження на дшянках масових газових видiлень — «газових факелiв» [29] в зонi зчленування шельфу й континентального схилу в Захщночорно-морськiй западинi. Значний обсяг дослщжень за розробленою теxнологiею вико-нано також в Сх!дночорноморськ1й западиш, де найперспектившшими е западина Сорокша та прикерченський шельф з прилеглим континентальним схилом (структури Палласа, Глибока) (рис 1).
СТАГД передбачае виконання комплексу експедицшних та лабораторних дослщжень за наступною схемою: геоструктурш, структурно-неотектошчш дослiдження, дешифрування аеро- i космофотозшмйв, з'ясування геологiчноï будови вiдповiдниx об'екпв, зокрема побудову стратиграфiчниx розрiзiв за комплексом лiто-бiо-сейсмостратиграфiчниx методiв, термометричнi та газо-во-еманацiйнi дослiдження (Rn, вшьш ВВ), обробка експериментальних даних та побудова карт.
Геоструктурш дослщження Грунтуються на аналiзi юнуючо!" геологiчноï та гео-фiзичноï шформацй' й мають на метi з'ясування геолопчно!' позицй' об'ектiв, в т.ч. створення стратиграфiчноï моделi, аналiз розломно-блоково!" тектонiки з ураху-
Рис. 1. Розташування полкотв СТАГД в украшському ceKTopi Чорного моря. Полiгони дослiджень СТАГД (структури): пiвнiчно-захiдний шельф: 1 — Захщноголщинська, 2 — Одеська-Безiменна-Рифтова-Осетрова, 3 — Сундучна, 4 — Ювшейна; континентальний схил Захщночорноморсько'' западини: 5 — Схилова, 6 — Британська; прикерченський шельф: 7 — Керченська-Абгха-Субботша
ванням геодинам1чних i морфокшематичних характеристик розлом1в та форм i'x вщображення у фундаментi i чоxлi, виявлення неотектошчно активних пору-шень. Геоструктурна шформащя е виxiдною при виборi оптимальноi мережi то-чок шструментальних польових робiт, що включають атмогеоxiмiчнi, термомет-ричнi та еманацiйнi радонометричш дослiдження.
Теоретичною основою геоxiмiчниx пошуюв родовищ ВВ е уявлення про ди-фузiйно-фiльтрацiйний масоперенос вуглеводневих газiв (та низькомолекуляр-них рiдкиx ВВ) i3 нафтогазових покладiв у перекриваючi осадовi породи. При по-шукових роботах газометрична зйомка на ВВ виконуеться з метою виявлення аномалш концентрацш метану, його гомологiв та алкешв. За просторовим поши-ренням та штенсивнютю аномалiй поток1в ВВ ощнюеться як загальна перспек-тивнють дiлянки, так i ступiнь герметизаци прогнозованого нафтогазового по-кладу. В деяких випадках важливу iнформацiю надае визначення концентрацiй вуглекислого газу, водню та гелiю
При радонометричних морських дослщженнях випробуеться придонний шар води. Нашнформатившшим серед радiоактивниx iзотопiв у придоннш водi е 222Rn, для якого основними джерелами пщвищених концентрацш е пщземш води в зонах субмаринного розвантаження. Закономiрнiсть розмщення таких зон контролюеться розривними порушеннями, тому радоновi аномалй' дають мож-ливiсть визначити розломнi зони пiдвищеноi проникностi.
Температурнi аномалй' використовуються як шдикатори теплових потокiв в зонах накопичення ВВ, що дозволяе розглядати ix як додаткову характеристику вуглеводневих покладiв.
Обробка та штерпретащя даних експедицшних дослщжень на основi Г1С-теxнологiй i методiв математико-статистичного аналiзу передбачае аналiз просто-рового розмщення та зютавлення аномалiй рiзноманiтниx параметрiв ема-нацiйного поля, полiв вуглекислого газу, гелш, вуглеводнiв та температури.
х X 1
+ + 2
1Л-2 ® 3
4
О 5
6
7
8
9
К
11
К
о и
Рис. 2. Континентальний схил Захщночорноморсько! западини. Структурно-тектошчна по-зицш полигону СТАГД. Тектонiчне районування: 1 — Сыфська плита; 2 — Захщно-Евксинська плита; 3 — свердловини глибокого бурiння; 4 — iзобати. Локальнi структури: 5 — виступи, вали. Глибиннi розломи: 6 — субширотш; 7 — субмеридюнальш; 8 — розривнi порушення; 9 — фонд виявлених та тдготовлених об'eктiв ДГС Укра'ши, ДАТ «ЧНГ» та iнших органiзацiй; 10 — дшянки дослщжень: Бр — Британська, Сх — Схилова
З урахуванням цих даних створюються картограф1чн1 модел1 дослщжувано! територи, на яких вщображено прогнозш контури поклад1в ВВ.
Згщно технологи СТАГД на континентальному схил! (в т.ч. i на Британськш структур!) проводились одночасно геохiмiчна, еманацшна, термометрична зйом-ки та вщб!р проб придонно'1 води. Така схема комплексного проведення робгг стала можливою завдяки спещально створеним, оригшальним, запатентованим при-ладам, зокрема пробовщб!рнику-дегазатору ПДБК-3М. Проби газ!в анал!зувались на хроматографах, еманацшш дослщження виконувалися в лаборатори на борту судна. Спещально розробленими термозондами вщбирались донн! вщклади на глибину до одного метра, а також вим!рювався тиск, температура, глибини дна во-дойми та занурення датчиюв. Виконано 312 вим!рювань у 26 пунктах (рис. 2).
Результати
Критерй нафтогазоносност1 континентального схилу Чорного моря. Сучасний континентальний схил сформувався у результат! глобальних гори-зонтальних та вертикальних диференцшованих тектошчних руив. Для нього характеры значш ухили поверхш, що збшьшуються у швденно-схщному напрямку.
Зростання купв ухилу схилiв вiдбуваeться паралельно зi скороченням потужноста i повноти розрiзiв мезокайнозойських вщклащв на прилеглому до схилу швшчно-захiдному шельфi Чорного моря. В рельeфi найбiльш чiтко межа пщшжжя схилу та глибоководно! улоговини фжсуеться на глибинах 1500—1700 м, а в схщнш час-тиш — 2000—2100 м.
Морфоструктурний план континентального схилу значною мiрою контро-люеться регiональними зонами розломiв, спричинених тектонiчними процесами. Для будови континентального схилу характерними е великi ерозiйнi врiзи — каньйо-ни [17]. Вони розчленовують усю поверхню схилу вщ верхньо! бровки до його пщшжжя. Каньйони мають У-подабну форму, ширина !х вщ 150 до 2500 м, глибина — 400—500 м, iнколи — 1000 м. Борти мають симетричну форму, що пов'язано з боковою ерозiею. 1нтенсивнютъ боково! ерози змiнюетъся залежно вщ ухилiв та гео-лопчно! будови. На поздовжнiх профiлях каньйошв чiтко простежуеться ступiнчастiсть, яка е вщображенням геологiчних подш в регюш, зокрема перебудови структурно-тектонiчних планiв у вщповщш геологiчнi епохи. До розломiв приуроченi каньйони палео-Дунаю, палео-Днiстра, палео-Дншра, палео-Каланчака. Активна ерозiйно-денудацiйна дiяльнiсть каньйошв призвела до появи значних за розмiрами пщводноерозшних амфiтеатрiв бiля брiвки континентального схилу (рис. 3)
Еродоваш породнi комплекси утворюють бiля пщн1жжя вiдповiдних уступiв значнi за потужнютю та обсягом дiлянки. Це маргшальш глибоководнi конуси виносiв, що складають перех1дну зону континентальний схил — глибоководна улоговина. Вони утворюють своерщш вали, горбки, пщводш хребти, накладен конуси виносiв, сформованi мутьовими потоками. Потужнють конусiв виносу становить декшька кiлометрiв. Найчiткiшою вираженою морфоструктурою
Рис. 3. Карта морфоструктурного районування Азово-Чорноморського басейну масштабу 1 : 500 000. За А.А. Пасинковим з використанням матерiалiв ВМГОР НАНУ, КП «Швдене-когеоцентр», «ПричорноморДГРП», ГМНЦ «Морекогеологш», 2013
Пн. Зх. 500 1000 1500 2000 2500 3000 Пд. Сх.
Рис. 4. Геолопчна будова континентального схилу та швшчного борту Захщночорно-морсько! западини на фрагмент! репонального профшю МЗГТ за [5]
швшчно-захщно! частини Чорного моря е Дунайський конус виносу, що являе собою велике акумулятивне тшо. Визначальними морфолопчними елементами е тераси сповзання в нижнш частиш схилу та пщводний каньйон, вироблений су-спензшними потоками. Поверхню схиив ! борпв каньйошв моделюють пщводш (стоку ! площинш) та суспензшш течи. Формування конусу, як доведено нашими дослщженнями, вщбувалось протягом мезокайнозойського та четвертинного часу в деюлька еташв у процес безпосереднього висунення авандельт Дунаю та шших р!чок ! пщводно! ерозп уступу материкового схилу [7].
Значний вплив на стратифжащю структури мали велик! зсуви, що впливали на динам!ку суспензшних потойв. Встановлено значш за розм!рами дшянки низькогорбистого рельефу, конусопод!бш сопки. В пщшжш континентального схилу виявлено карбонатш утворення трубчасто! форми, як!, в!рогщно, пов'язаш з метановими «сипами». Означен! форми рельефу властив! зонам активного газо-видшення та прояв!в грязьового вулкашзму.
Пор!вняльний анал!з сучасно1 складно1 морфолог!чно1 структури з дочетвер-тинною засвщчуе успадкованють неотектошчних рух!в та визначальну роль роз-ломно-блоково! структури шельфу, континентального схилу та глибоководно! западини в розподш потужностей та фацш як четвертинних вщклад!в, так ! всього осадового чохла западини.
За даними сейсморозвщки МЗГТ на сучасному континентальному схим кар-туеться палеоконтинентальний схил. На сейсм!чних розр!зах вш вщбиваеться широкою (12—13 км) зоною субпаралельних тектошчних порушень, по яких до-крейдова поверхня неузгодженост зазнае схщчастого занурення вщ 2000—4000 до 6500—7500 м на швдень з переачним ухилом 20—35°. Швденним обмеженням ще! зони е великоамплггудний Швшчноевксинський швшчний бортовий скид крейда-кайнозойського вжу, який мае лютричну йнематику з виположенням по-верхш скидача у бж Захщночорноморського рифта (рис. 4) [4, 5].
У смузi палеоконтинентального схилу сейсморозвщкою МЗГТ закартовано ланцюжок структур (Омар, Барова, Лагунна, Плутон, Пщана та iн.), а також дослщжуваш нами структури Британська-1 та -2. Ця широка (8—20 км) зона ло-кальних структур видшяеться пщ назвою пасма, або пщводного масиву Ломоносова [25]. На часових розрiзаx вiдображуеться складним рисунком сейсмiчного запису, який iнтерпретуеться неоднозначно. Пщнят тут драгами зразки донних вiдкладiв представленi рiзноманiтними за вжом та лiтологiею породами, включа-ючи магматити вщ кислого до ультраосновного складу, як е типовими для прису-турного меланжу. За цими ознаками пасмо Ломоносова трактуеться як шовна тектошчна зона (можливо, схщне подовження сутури Печеняга-Камена) — фрагмент активно'' окра'ни палеоконтиненту Мезiя в алоxтонi. Для верхньо'' частини розрiзу прибортово'' зони xарактернi гравгтацшно-тектошчш дислокаци з форму-ванням олютостром, тектонiчниx пластин та лусок.
Структурно-тектошчна будова i стратиграфiчна модель мезокайнозойських вiдкладiв вщтворено за бiо-лiто-сейсмостратиграфiчними дослщженнями (рис. 5).
Розроблена нами детальна стратиграфiчна модель для пiвнiчно-заxiдного шельфу i континентального схилу та порiвняльний аналiз отриманих у спеща-лiзованиx рейсах геологiчниx даних (палеонтологiчниx, стратиграфiчниx, палео-екологiчниx тощо) дозволяе стверджувати, що на континентальному сxилi видшяються, зокрема в палеогенi — неогеш, тi ж стратони, що i на шельфi [8, 9].
Палеоценов^ еоценовi, олiгоценовi, мiоценовi утворення мають ознаки фли-шощних порщ, подабш до розрiзiв свердловин чорноморського шельфу i продуктив-них палеоген-неогенових розрiзiв Керченсько-Таманського регiону, Кавказу, Карпат.
Палеонтолопчна, палеоекологiчна, лiтогенетична iнтерпретацiя корiнниx порщ показуе, що вже на початку палеогену швшчна частина Чорноморсько'' за-падини характеризувалася збiльшенням глибини осадконагромадження, яке вiдбувалося в геосинклiнальному режимь З певним ступенем вiрогiдностi можна говорити про iснування континентального схилу починаючи з палеоцену, а також в ол^оценовий та неоген-четвертинний час. Те, що континентальний схил мае таку юторго, пщтверджено i сейсмостратиграфiчними даними. У зонi зчленування Кримського мегантиклшорш та Зах1дночорноморсько'' западини спостертаеться плавне зменшення потужностей у бж схилу, поступовий пiдйом у цьому ж на-прямку всix верств, тим бшьший, чим давнiшi щ верстви, поступове 'х виклиню-вання, перемщення зон розмиву (вiдсутнiсть вiдкладiв уверх по схилу вiд давшших до молодших). Успадкованiсть циклiчного морського седиментогенезу простежуеться протягом кайнозою.
На континентальному схим наявнiсть мезокайнозойських вiдкладiв доведено даними сейсмо-стратиграфiчниx дослiджень, а виходи коршних пор!д (палеогено-вих, неогенових) вперше було встановлено на ст. 6318, 6319, 6325 в 37-му рейа НДС «Академж Вернадський» пщ керiвництвом акад. НАН Укра'ни 6.Ф. Шню-кова [15, 28]. На континентальному схиш драгуванням розкрито тшьки верхню частину палеоценового розрiзу, що представлена перешаруванням глин темно-сiриx щiльниx алевритистих i мергелiв.
Нами встановлено також, що палеоценовi вiдклади складають найкрутiшi схили Ласшнського каньйону (глибини 600—1550 м).
В результат! бiо-лiто-сейсмо-стратиграфiчниx дослiджень доведено, що па-леоценовi вiдклади (бiлокам'янський та качинсьткий регюяруси) представленi
Рис. 5. Стратигра(^чна схема кайно-зойських вщкладш континентального схилу Захщночорноморсько'' запа-дини: 1 — глини, 2 — глини тща-нисп, 3 — алеврити, 4 — тсковики, 5 — глини вапнисл, 6 — вапняки ор-ганогенно-детритовi, 7 — мергелi, 8 — вапняки, 9 — вапняки глиниста, 10 — сидерит, 11 — перерив
4 45
1ШЦ б
ТыХыП
1 ^T^v
1I.
с с
9
10 11
теригенно-карбонатними та теригенно-кременистими породами, подiбними до продуктивних вiдкладiв громiвськоí, лазурненьсько! свiт пiвнiчно-захiдного шельфу Чорного моря (на структурах Голщинська, Одеська, Безiменна, Олiмпiйська тощо), верхньострийсько! та ямненсько! свiт Карпат, палеогенових продуктивних комплексiв Кавказького i Каспшського регiонiв.
Еоценовi вiдклади: бахчисарайський регюярус представлений тонкошаруватою товщею, що складена алевролггами характерного сiрого з зеленуватим вщт1нком кольору, аргiлiтами темно-сiрими жирними, часто кременистими, сидеритовими, пiритовими, а також вапняками органогенно-детритовими темнозеленувато-сри-ми; амферопольський та новопавлiвський регiояруси представлен вапняками i глинистими вапняками свпло-срими, сiрувато-бiлими, щiльними, мiцними.
Вiдклади кумського регiоярусу Зах1дно- i Сх1дночорноморських западин, як i загалом у Кримсько-Кавказькш областi, представленi тонкоритмiчним переша-руванням мергелiв кофейно-сiрих, глин темно-сiрих до чорних, алевролтв аро-коричневих листуватих з характерним комплексом форамiнiфер, радiолярiями, дiатомеями, спiкулами губок, лускою риб. Такий лггобюфащальний склад кумсь-ких вiдкладiв свiдчить про сiрководневе зараження, наявнють аноксидних умов у седиментацшному басейнi. Потужнiсть регiоярусу — понад 200 м.
Альминський регiоярус представлений потужним (до 200 м) мергельно-глинис-тим формацiйним комплексом, який слугуе покришкою вуглеводневих покладiв.
Для континентального схилу та глибоководно! улоговини Захщночорноморсь-ко! западини характерним е даахронний олiгоцен-мiоценовий майкопський тери-генно-глинистий формацшний комплекс, який мае складну просторово-часову фащальну структуру i е найпотужшшим вiковим диапазоном нафтогазонакопичен-ня в регюш [16, 18]. Потужнiстъ майкопських вiдкладiв збiльшуеться з пiвденного заходу на швденний схщ (вщ виклинювання до 5000 м). За даними сейсмопрофшю-вання, бiолiтостратиграфiчними дослщженнями це потужна флiшо'íдна товща, складена тонкоршшчним перешаруванням глин темно-сiрих аргiлiтоподiбних, щтьних, слабослюдистих, нерiвномiрноалевритистих, некарбонатних, мергелiв, алевролтв арих, зеленувато-темно-сiрих з сидеритом, рибними залишками та пiсковикiв темно-сiрих та свплотшрних. Для майкопського комплексу характер-ними е неповнi розрiзи регюнальних та мiсцевих стратонiв. Цей формацшний комплекс мае складний циклiчноседиментацiйний характер, в якому вщображено трансгресивно-регресивнi i клiматичнi режими. За сво!ми лгго- i бiофацiальними характеристиками вiн подiбний до олiгоцен-нижньомiоценових менiлiтових i по-ляницьких вiдкладiв Карпат, майкопських утворень Кавказу, Каспiю.
У стратиграфiчнiй структурi неогенового формацiйного комплексу видiлено ва регiональнi стратони шельфу та причорноморсько! западини [8]. Пiдошва мiоцен-плiоценовоí товщi потужнiстю 1500—2000 м занурюеться на швдень. В пiвденно-захiднiй частинi прогину мiоценовi вiдклади зрiзанi доплiоценовою поверхнею розмиву i перекритi молодшими вщкладами.
Плiоцен-четвертинний формацiйний комплекс, особливо сучасне осадонагро-мадження, мае чинники та типи вiдкладiв седиментацiйного середовища, подiбнi до палеогенових i неогенових. У фащальнш структурi чорноморського горизонту (голоцен) ми спостертаемо сучаснi аналоги систем, яы мають ознаки умов минулого, наприклад потенцiйно нафтогазоматеринських формацш (сапропельовi, карбонат-но-теригеннi комплекси). Сучасний седиментогенез на континентальному схилi
Чорного моря — це дгочий аналог фащальних систем палеогену, неогену, зокрема ол^оценового домашкощного комплексу, який може слугувати моделлю для вщтво-рення седиментогенезу протягом мезокайнозою.
Загалом кайнозойсьы вiдклади континентального схилу — це подабш фор-мацшш комплекси пiвнiчно-захiдного, румунського, прикерченського шельфiв, континентальних схилiв Захщно- та Схщночорноморсько! западин, Азовського моря, Карпатського регюну, карбонатномергельно! товщi Стара-Планiни, Ниж-ньокамчшського прогину Болгарп, Керченсько-Таманського, Кавказського, Каспшського регюшв. Це генетично однотиповi флшощт вiдклади, з якими пов'язаш значнi вуглеводневi поклади [5, 9].
На швшчно-захщному шельфi всi родовища ВВ характеризуються чiткою стратиграфiчною приуроченютю до вiдповiдних горизонтiв. Зафiксовано приуро-ченiсть покладiв ВВ до вщповщних стратонiв: бiлокам'янського, качинського палеоцену; амферопольського, кумського еоцену; молочанського, керлеутського олтоцену; батисифонового, сарматського, меотичного, юмерш-куяльницького мiоцену та плейстоцену. Породи-колектори i нафтогазонакопичення у вiдкладах мезокайнозою приурочен до сидерито-алеврито-пiщанистих теригенних та вап-някових комплексiв, якi часто утвореш турбiдитовими потоками, течiями, пiдводно-зсувними процесами i складають глибоководнi конуси виносу. Вс цi формацiйнi комплекси поширеш на континентальному схилi i в глибоководнш западинi, що пiдтверджено щентифшащею !х в корiнних породах.
Тобто, тектотчними, стратиграфiчними, морфоструктурними чинниками на континентальному схиш створено лiтолого-стратиграфiчнi умови нафтогазонакопичення, що е ознакою високих перспектив континентального схилу на пошуки ВВ.
В блоцi термо-атмо-геохiмiчних дослiджень базовими е термометричнi, газо-геохiмiчнi та еманацiйнi методи.
За даними СТАГД найчiткiше фiксуються аномальш за площею, i конт-растнютю поля метану, етану та бутану. Теоретично з будь-якого покладу ВВ нашнтенсившше дифундуе метан, вiн повинен фшсуватись в апiкальних части-нах родовищ та у межах тектошчних зон, що порушують так1 родовища. Практично, згщно з проведеними газогеохiмiчними досл!дженнями такi особливостi роз-подiлу аномалiй метану не пщтверджуються. Привертае увагу, що аномалП метану майже завжди просторово вщрваш вiд аномальних полiв iнформативнiших ВВ газiв — етану, пропану та бутану, тобто не корелюють з ними. Показники вмюту метану не можна розглядати окремо як надшний газовуглеводневий iндикатор при прогнозних оцшках. Показники метану необх1дно iнтерпретувати у комплекс з його гомологами (етаном, пропаном, бутаном, iзобутаном), а газоге-охiмiчнi аномалП видiляти та штерпретувати за сумою гомологiв метану.
Аналiз газогеохiмiчноíi складово! свiдчить, що нашнформатившшими показ-никами е площинш аномалП етану та пропану газових i нафтових родовищ.
Дослгдження на полконах. На Британськш структурi виконано комплекс робгг за СТАГД, що включав газо-геохiмiчну зйомку придонного шару води (вшьш вуглеводнi, вуглекислий газ, водень, гелш), радонометрiю, термометричнi до-слiдження донних вiдкладiв, геоструктурний аналiз, а також гiдрологiчнi та геомор-фологiчнi дослiдження (рис. 6).
Отримано данi про концентрацiю насичених вуглеводшв: метану (СН4), етану (С2Н6), пропану (С3Н8), 1зобутану (1С4НЮ), бутану (ПС4Н10); ненасичених
Рис. 6. Схема пол^ону СТАГД на континентальному схил! Захщночор-номорсько! западини: 1 — розривш порушення за даними сейсмо-розвщки, 2 — !зоппси горизонту вщбиття IV — тдошва нижньо! крейди, 3 — станцй' СТАД, 4 — профш СТАГД. Сх — дшянка Схило-ва. Локальш структури: Бр-1 — Британська-1, Бр-2 — Британська-2
Рис. 7. Розподш температури донних вщклад1в на глибиш 1 м (а); вмюту радону (б), водню (в), вуглекислого газу (г), метану (д), етану (е), етилену (е) в придонному шар1 води на полнот структур Британська-1 та -2
вуглеводшв: етилену (С2Н4), пропшену (С3Н6); радону (Rn). Також було визначе-но температуру донних вщклад1в (T) та рельефу дна (Н) (рис. 7).
За анал1зом законом1рностей розподшу газових, еманацшних i температурних показник1в визначено кореляцiйнi зв'язки газових параметрiв, побудовано карти розподiлу шформативних показникiв. Гелiй не був зареестрований в жодному з пунктiв вщбору фактичного матерiалу. Необх1дно зазначити, що на Британськiй структурi серед вуглеводневих газiв лише метан, етан та етилен були зареестроваш на вах станцiях СТАГД. Бутани та пропшен були зареестрованi в поодиноких пробах, а пропан був вщ^чений в третиш вiдiбраних проб. Метан складае майже 99 % вщ концентрацiй усiх вуглеводневих газiв, визначених на територи дослiджень. Показники концентраци метану на 4—5 порядкiв вищ^ нiж на пiвнiчно-захiдному шельфi Чорного моря, зокрема на Одеському та Безiменному газових родовищах. Концентраци етану вищi пересiчно на два порядки. Значення концентрацш водню та етилену, навпаки, на два порядки меншь
За результатами СТАГД прогнозуеться наявнють вуглеводнiв на Британських структурах. Розподш концентрацш метану являе собою типову кшьцеву ано-малiю. Такий характер аномального поля е одним з пошукових критерив вуглеводневих покладiв. Кiльцевi аномали характеризуються максимальними значен-нями показникiв на перифери та мiнiмальними в центральнiй частиш аномально'' зони. К1льцева аномалiя метану об'еднуе обвдв Британськi структури та просте-
Рис. 8. Дшянка, перспективна на пошуки ВВ в межах структур Британська-1 та -2 на континентальному схкт Захщночорноморсько! западини
Рис. 9. Розпод1л глибин моря (а); температури донних вщкладав на глибин! 1 м (б); вмюту радону (в), вуглекислого газу (г), водню (д), метану (е), етану (е), пропану (ж) в придонному шар! води на полнот структур Одеська-Без1менна-Рифтова-Осетрова
Н, м
Т,° С
Rn, Бк/дм5
жуеться в схщнш частиш структур Британська-1 та Британська-2. Аномал!я суцшьна, що в!рогщно свщчить про наявнють покладу вище по розр!зу над крей-довими вщкладами, по яких закартоваш структури. На Британськш структур! не виключена також наявнють метаногщратного покладу. Цей прогноз пщтвердже-но наявнютю аномально високих показникiв температурних концентрацш метану. Переачно останш складають 9 °С, а !х максимальш значення сягають 9,2 °С, що е одними з найвищих температурних показникiв, зареестрованих на вах пло-
Рис. 10. Дшянки, перспективы на пошуки ВВ на полiгонi структур Одеська-Безiменна-Рифтова-Осетрова (за результатами комплексно! штерпретаци СТАГД)
Рис. 11. Структура Субботша. Структурна карта по покрiвлi продуктивного горизонту МС-1 (се-редньомайкопсьы вщклади)
ES ^
VO g
£ g
г
I
г at о
о ?!
ТО
а а а
Ьо ^
^
37 84 38 171 39 85 40 19925 5405 2801 8534 21894 7166 5666
41 23460
42 87 43 74 44 7287 10321 24796 29508 9360
35474 36124 36774 37424 38074 38724 39374 40024 40674 41324 41974 42624 43274 43924 44574
>, ¡-"-^■'-УТг'У'С'" ,'"•••■■-.....-^Г'-^Аг '■—/«'-тГи-^«...... 'i•:■rS'ÜiЧТПтJ
i Рег1ональн1 стратиграф1чы пщроздли МЬкнародна стратиграф1чна шкала
i .5 1 С Вщдш
Чорноморський Новоевксинський П осткаран гатс ь ки й Карангатський Евксинсько-узунларський Давньоевксинський Чаудинський Гурмський Голоцен-плейстоценовий
lp Куяльницький Юмермський Плюценовий
jm |S Понтичний Меотичний В
Сарматський Мюценовий
Кон кськи й—Караган -ський—Чокракський С
Тарханський
Кавказький H
Керлеутський В Ол1гоценовий
Молочанський H
IIй Планорбеловий
Альминський В
II6 Кумський
Новопавл1вський с Еоценовий
Фмферопольський
Бахчисарайський H
III3 Качинський в H
III6 Бшокам'янський Палеоценовий
Маастрихтський
Кампанський Верхня крейда
III8 Сантонський
Коньяк-туровський
III1" Сеноманський
IVa Альбський Нижня крейда
Аптський
Баремський
£
I
а
о
1
о ¿
чо
Рис. 12. Стратиграф1чна модель кайнозойських вщкладш структуры Субботша
ta
Sj
N §
g
Рис. 13. Перспективы длянки на Пшшчному, Центральному та Швденному пол!гонах за результатами СТАГД
щах СТАГД в межах швшчно-захщно! акваторп Чорного моря. Позитивш темпе-ратурн! аномал!! можуть вказувати на наявн!сть скупчення метаног!драт!в, що ут-ворились у четвертинний час. У зв'язку з тим, що на дослщженш нами територп виявлено суцшьну теплову аномалш, з максимальними значеннями температур, що сконцентроваш на дшянках локального пониження дна (до 1200 м), можна вважати район континентального схилу, де виявлено структуру Британську, високо-перспективним. Зг!дно з! стратиграф!чними критер!ями продуктивними тут мо-жуть бути крейдов!, палеоценов!, ол!гоцен-м!оценов! (майкопськ!) та неогенов! в!дклади. Найб!льш! перспективи метанонасичених формац!й, поклад!в га-зогщрапв слщ пов'язувати з майкопським формацшним комплексом, до якого, до реч!, приурочен! основн! грязьовулкан!чн! прояви.
Газогеомм!чною зйомкою встановлено, що водень утворюе юльцеву аномалш навколо прогнозного покладу, а концентрацп етану та етилену характеризу-ються мшмальними значеннями в його межах. Под!бш особливост вщображен-ня покладу в газогеомм!чних полях можуть бути спричинеш тим, що газогщрат-ний поклад е непроникною товщею для нижчезалягаючих поклад!в вуглеводн!в. Винятком е вуглекислий газ, який, под!бно до температури, характеризуеться центральною аномал!ею в межах покладу. Це може свщчити про штенсивш газо-геомм!чш змши над покладом з! значною зоною окислення.
Аномальне радонове поле, яке е картувальною ознакою тектошчно напруже-них зон, оконтурюе кшьцеву аномалго концентрацш метану та характеризуе в i"i межах геодинам!чностабшьну зону. Локальне пщвищення концентрацп радону, виявлене на заход! структури Британська-1, може бути ознакою наявносп ка-нал!в розвантаження газових потокiв. Мшмальш значення концентрацш радону спостер!гаються в межах структури Британська-2. За результатами СТАГД оконтурено дшянку, перспективну на пошуки ВВ (рис. 8).
1ЛШ|9№и
т I
§§
О О
Л
р 1 äl У
О и 1 я 1 5 Й Я ¡Г • о ш о. X (
i| gai
1 г= ;
I 5 >S ¡1.6
i s § S
4 *
i °
5 o.
g О
13
s S X =
E I
i ё о a> i= 5
М
ш>юЕис1ахжчаиаэ
Soooooooooooooooooooooo _
и Р
Rn, Бк/дм5 С02, % СН4(10~2), %о
где
Рис. 15. Схема розподшу вмюту радону (а), вуглекислого газу (б), метану (в), етану (г), пропану (д), суми вуглеводтв (е) у придонному шар1 води на полнот структури Палласа
Для детальшшого визначення особливостей нафтогазонакопичення на пол1гош Одеська-Рифтова-Осетрова в перехщнш зош шельф — континенталь-ний схил було проведено комплексш дослщження за технолопею СТАГД [5]. На цих структурах за геох1м1чною зйомкою в ус1х пробах було визначено метан, етан, пропан, 1зобутан, етилен, пропшен та вуглекислий газ; водень зареестровано лише в однш проб1. Метан складае 97,6 % вщ концентрацп зареестрованих вуглеводшв. Метан та вуглекислий газ утворюють аномалш 1з значеннями, на 2—3 порядки нижчими за аномалш над Британськими структурами. Температура характеризуется максимальними значеннями — 8 °С, под1бно до температур в межах перс-пективних дшянок на швшчно-захщному шельф1 (рис. 9).
За комплексом метод1в було пщтверджено нафтогазоперспективнють дано! дшянки та видшено перспективну територш для пошуку вуглеводшв, в тому числ1 метаногщратав (рис. 10). Але для прогнозування газогщратних поклад1в не-обх1дне проведення детальшших дослщжень за значно щшьшшою мережею ге-ох1м1чних 1 сейсморозвщувальних профшв.
Особливий акцент слщ зробити на прогнозуванш вуглеводшв на прикер-ченському шельф1 та континентальному схил1 Схщночорноморсько! западини, що на такш системнш основ1 виконано вперше [2]. За комплексним анал1зом структурно-тектошчних, стратиграф1чних, лгголого-стратиграф1чних, термомет-ричних, аерокосмогеолопчних, геоф1зичних (в тому числ1 сейсморозвщувальних 3D) робгг охарактеризовано геолопчну будову, законом1рност1 термо-газо-гео-х1м1чних показниыв, просторово-часового поширення поклад1в вуглеводшв. За результатами СТАГД було пщтверджено перспективнють 7 локальних структур на територп Керченсько-Таманського шельфу, а саме Субботша, Аб1ха, Керчен-сько!, Яырно!, Швденнокерченсько!, Моряно! 1 Глибоко!.
На CTpyKTypi Обботша за СТАГД було зроблено розрахунок нафтогазоперс-пективного контуру, що передував буровим роботам (рис. 11).
Видшена нафтогазоперспективна дшянка пiдтвердилась бyрiнням св. Суб-ботiна-403. Виконанi нами бiо-лiто-сейсмостратиграфiчнi, структурно-тек-тонiчнi побудови дозволили обГрунтувати стратиграфiчнy модель св. Сyбботiна, видшити продyктивнi стратиграфiчнi комплекси, уточнити геолопчну будову Прикерченського шельфу (рис. 12).
За структурно-тектошчними, стратиграфiчними, лiтолого-фацiальними, се-диментологiчними, сейсмо-геологiчними, термометричними, газогеохiмiчними, кореляцшними критерiями нафтогазонакопичення отримано новi даш про вiк, лiтологiчний склад, товщини та глибини залягання прогнозних продуктивних го-ризонтiв. Було доведено, що буршням розкритi тiльки неогеновий, майкопський, еоценовий продуктивш комплекси. Основний продуктивний комплекс Шiвденноï нафтогазово!" провiнцiï — палеоценовий — не було розкрито. Перспектива нафто-газоносностi структури Субботша за стратиграфiчними критерiями пов'язуеться з вщкладами нижньо'1' i верхньо'1' крейди, палеоцену, еоцену, олтоцену (майкоп-сь-кий олкюцен-нижньомюценовий формацiйний комплекс), неогену. Ощнка перспективних ресyрсiв категорй' С3, що проведена ЛВ УкрДГР1, сягае 10,8 млрд м3 газу в майкопських та палеоценових , що не розкрит свердловиною 403.
На структурах, де вщсутне глибоке бyрiння, СТАГД е единою прямою техно-логieю, за якою Грунтовно доводиться нафтогазоперспективнють. Шдтверджен-ням цьому е проведеш нами роботи на трьох пол^онах на прикерченському шельфi та континентальному схилi Схщночорноморсько!" западини: Шiвнiчномy, спостереження в межах якого були виконаш в 2002—2003 рр. за мережею 2,5 х 2,5 км; Центральному, спостереження в межах якого були виконаш в 2013 р. в основному за мережею 4,5 х 3,5км (за винятком дшянки структури Глибока, де вона склала 2 х 3км) та Шiвденномy (структура Шалласа), де в 2013 р. було вщпрацьовано рекогно-сцiювальнy мережу спостережень 4 х 5км. З метою ув'язки даних спостережень ш]в-шчний та Центральний полiгони перекривались, дещо згущуючи мережу станцiй (рис. 13).
Встановлено подабнють особливостей розподшу структурно-термо-газогео-хiмiчних параметрiв в межах значно'1' частини Центрального та Шiвнiчного поль гонiв, як1 в подальшому об'eднанi в едину дiлянкy (рис. 14). Винятком стала структура Глибока в межах Центрального полтону, що розглядаеться окремо, зва-жаючи на особливост розподiлy газогеохiмiчних показникiв, високо'1' густоти мереж] спостережень, геолопчно!' будови. ОбГрунтованим е визначення Глибоко!" структури як однieï з перших в рейтингу нафтогазоперспективних об'екпв Кер-ченсько-Таманського шельфу.
Третам полисном е структура Шалласа, розташована на континентальному схим швшчно-схщно!' акваторй' Чорного моря. Визначення перспектив нафтога-зоносност базувалось на використанш iнформацiï з газогеохiмiчних, термомет-ричних та еманацшних параметрiв. Було отримано шформащю щодо температури донних вщкладав (T) та розподшу в придонному шарi води насичених вyглеводнiв: метану (СН4), етану (С2Н6), пропану (С3Н8), iзобyтанy (C4H10), бутану (nC4H10), iзопентанy (C5H12), пентану (C5H12), гексану (C6H14); ненасичених вyглеводнiв: етилену (С2Н4), пропшену (С3Н6); радону (Rn), вуглекислого газу. Було визначено кореляцшш зв'язки м!ж вуглеводнями, побудовано карти розподшу концентрацш
суми вуглеводшв, радону та розподшу температури донних вщклад!в. За результатами СТАГД видшено низку перспективних дшянок та обГрунтовано перспективи !х газонафтоносност!.
1нтерпретащя результат сейсморозвщувальних робгт зробила можливим з високою достов!рн!стю визначити перспективн! контури в межах локальних структур навгть за вщсутноста густо! мереж! спостережень. Це подтвердило доц!льн!сть застосування СТАГД на попередн!х стад!ях пошук!в вуглеводн!в з метою пщвищення надшноста прогнозу локальних, пол!гонних дослщжень.
Висновки
Технолопя СТАГД забезпечила комплексне ршення проблеми прогнозування та пошук!в вуглеводн!в, метанонасичених формац!й на континентальному схил! Чорного моря. Вщтворено детальну геолопчну будову структур, !х тектошчну, стратиграф!чну, лгто-фащальну та сейсмогеолопчну позици. За !нтерпретац!ею рег!онально! геолог!чно! !нформац!! за комплексом геоф!зичних, зокрема сейсморозв!дувальних, стратиграф!чних, л!толог!чних, геоструктурних даних, визначенням термоатмогеох!м!чних законом!рностей доведено прогнозн! перспективи досл!джених район!в. Показано стратиграф!чну приурочен!сть про-дуктивних формацшних комплекав в осадовому чохи.
За сейсм!чними даними досить детально розшифровано будову мезокайно-зойського осадового комплексу п!вн!чно-зах!дного шельфу, континентального схилу та борт!в Захщночорноморсько! западини, прикерченського шельфу, запади-ни Сорок!на та !нших геоструктурних елемент!в Сх!дночорноморсько! западини. За б!о-л!то-сейсмо-стратиграф!чними даними доведено, що на шельфах, континентальному схил та глибоководних улоговинах Захщно- i Схщночорноморсько! западин стратиграф!чна структура мезокайнозою под!бна. В цих рег!онах вид!лено мюцев! (свгти, пщсвгти, товщО, регюнальш (регюяруси) пщроздши, як! кореспон-дуються з прилеглими рег!онами як на локальному, так ! рег!ональному р!внях, що доведено виконаними кореляц!йними побудовами. Це дозволило уточнити гео-лог!чну будову та охарактеризувати основн! нафто-газоносносн! комплекси крей-дових, палеогенових ! неогенових в!дклад!в. Створено рег!ональну стратиграф!чну схему континентального схилу Чорного моря.
Особливий акцент зроблено на уточненш розломно-блокового каркасу, який обумовлюе структурний план розм!щення перспективних д!лянок та активно впливае на формування пасток ВВ.
Для обГрунтування перспектив нафтогазоносност! за тектон!чними показни-ками використано сучасн! та палеоструктурн! плани, схеми розривних порушень, видшено зони перерив!в, некомпенсованого прогинання дислокованих розр!з!в, що пов'язаш з дислокащями i флю!догенними деформац!ями.
За термометричними i газогеохiмiчними дослщженнями складено карти пол!в приповерхневого розвантаження флю!догазових потокiв — вшьних ВВ, гелш, водню, радону та температурних показниив. Видшено дшянки аномаль-них значень газогеох!м!чних шдикатор!в, що характеризують зони пщвищено! проникносп i неотектошчно! активности поля !х фонових значень, як! вщповща-ють блокам ¡з сучасними умовами вщносно! геодинам!чно! стабшьносп, сприят-ливими для формування поклад!в ВВ. Виявлено складний (азональний) характер
розподшу атмогеомм!чних i температурних аномалш, який е типовим для тек-тошчних вузл!в з др!бноблоковою структурою, що необхщно враховувати при постановщ пошуково-розвщувальних роб!т.
З'ясовано законом1рносп просторового розподшу термометричних i газогео-хiмiчних аномалш придонно! води континентального схилу Чорного моря як важливо! складово! системного комплексу СТАГД, визначено критер!альш озна-ки нафтогазоносност i флющопроникностт
Виконання цих задач стало можливим завдяки спещально розробленому пробовщб!рнику-дегазатору для робгт у глибоководних умовах без обмеження глибини зондування.
Показано переваги СТАГД для отримання рекомендацш щодо виявлення флю!допроникних зон, гщродинам!чних тишв родовищ ВВ на континентальному схим та в глибоководних улоговинах для картування вуглеводневих поклад!в, як! можуть бути пов'язаш з руслами прар!чок i каньйошв, що практично перетина-ють увесь континентальний схил Схщно- та Захщночорноморсько! западин.
Застосування методики СТАГД в Азово-Чорноморському регюш довело, що за вщсутносп даних буршня неоднозначно! штерпретацп сейсмо-геолопчних ма-тер!ал!в та термометричш та газо-геох!м!чн! показники практично е единим шструментом прогнозування перспективних д1лянок.
Застосування технолог!! СТАГД як складово! частини загального комплексу пошуково-розвщувальних робгт на ВВ в морських акватор!ях, i на значних глиби-нах зокрема, на попередшх стад!ях пошуюв вуглеводшв пщвищить надшнють прогнозу локальних перспективних об'екпв, допоможе рацюнальному роз-мщенню сейсморозвщувальних профшв та свердловин.
А основне, ця технолопя сприяе оперативному, маловитратному прогнозу-ванню перспективних вуглеводневих об'екпв на вс1х стад!ях вщ пошуюв до !х експлуатацп в р!зних батиметричних зонах морського басейну. Кр!м того, техно-лог1я СТАГД сприятиме виршенню фундаментально! проблеми мiграцli вуглеводневих газ!в, зокрема метану, та реалiзацl!, за комплексом критерив, висновив щодо вуглеводнево! перспективност Швденного нафтогазоносного регюну Укра!ни.
СПИСОК Л1ТЕРАТУРИ
1. Багрш I. Д. Прогнозування вуглеводневих поклад!в на континентальному схил! захщночорноморсько! западини (за атмогеохiмiчними та температурними даними). // Геол. журн. — 2010. — № 1. — С. 66—76.
2. Багрш 1.Д. Розробка геолого-структурно-термо-атмогеохiмiчноl технологи прогнозування пошук!в корисних копалин та оцшки геоеколопчного стану довкщля — К.: Логос, 2013. — 516 с.
3. Геворкьян В.Х. Газогидраты — топливо XXI века // Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморско-Каспийского региона: Тез. докл. IV Междунар. конф. «Крым-2002». — Симферополь: Форма, 2002. — С. 39—40
4. Герасимов М.Е., Бондарчук Г.К., Федорук В.Ф., Стасула В.Н. Новые данные сейсморазведки МОГТ — основа современных представлений о глубинном строении юга Украины // Тектоника и нефтегазоносность Азово-Черноморского региона в связи с нефтегазонос-ностью пассивных окраин континентов // Материалы. 1 Междунар. конф. — Симферополь, 2000. — С. 39—40.
5. Гожик П. Ф., Багрш I. Д., Войцицький З. Я. та т. Геолого-структурно-термо-атмо-геохiмiчне обгрунтування нафтогазоносносп Азово-Чорноморсько! акваторИ. — К.: Логос, 2010. — 419 с.
6. Гожик П. Ф., Краюшкин В. А., Клочко В. П. К проблеме промышленного освоения черноморских газогидратов в прибрежье Украины. // Геол. журн. — 2004. — № 2. — С. 7—20.
7. Гожик П.Ф., Багрш 1.Д.., Знаменська Т.О., Маслун Н.В. та т. Геолого-термо-атмо-геохiмiчнi передумови вуглеводнево! перспективносп континентального схилу Захщночорноморсько! западини // Геол. журн. — 2008. —№ 3 — С. 95—107.
8. Гожик П.Ф., Маслун Н.В., 1ванк О.М., Клюшина Г.В. Стратиграфш кайнозою Чорноморсько! нафтогазоносно! провшци Украши // Бiостратиграфiчнi основи побудови стратиграфiчних схем фанерозою Украши: Зб. наук. пр. 1ГН НАН Украши. — К., 2008. — С. 125—137.
9. Гожик П.Ф., Маслун Н.В., Плотнжова Л.Ф. та т. Стратиграфш мезокайнозойських вiдкладiв твшчно-захщного шельфу Чорного моря. — К., 2006. — 171 с.
10. Гожик П.Ф., Шнюков Е.Ф., Краюшкин В.А., Клочко В.П. В трех шагах от субмаринной добычи газогидратов // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2007. — № 1. — С. 32—51.
11. Лукин А. Е. О роли процессов газогидратообразования в формировании нефтегазоносных бассейнов. // Геол. журн. — 2007. — № 2. — С. 7—29.
12. Макогон Ю. Ф. Газогидраты Черного моря. // Нафта i газ Украши. Матерiали 9-1 М1жнарод-но! науково-практично! конференций «Нафта i газ Украши — 2013». — Л.: «Центр бвропи». — 2013. — С. 174—175.
13. Макогон Ю. Ф. Газогидраты. История изучения и перспективы освоения. // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2010. — № 2. — С. 5—21.
14. Маслун Н.В., Андреева-Григорович А.С., Иванж М.М. та т. Бiостратиграфiчне обГрунтуван-ня розчленування кайнозойських вiдкладiв прикерченського шельфу Чорного моря // Проблеми палеонтологй' та бюстратиграфи проте-розою i фанерозою Украши: Зб. наук. пр. 1ГН НАН Украши. — К., 2006. — С. 172—179.
15. Маслун Н.В., Иноземцев Ю.И., Оровецкий Ю.Ю. Нижнекайнозойские отложения Крымского континентального склона Черного моря (результаты 37 рейса НИС «Академик Вернадский»). — Киев, 1989. — 36 с. — (Препр. / АН УССР. Ин-т геол. наук; 89—13).
16. Маслун Н.В., 1ванк М.М., Цихоцька Н.Н., Клюшина Г.В. Детальна стратифiкацiя майкоп-ських вiдкладiв твшчно-захщного шельфу Чорного моря // Бiо-стратиграфiчнi критери розчленування та кореляци вiдкладiв фанерозою Украши. — К., 2005. — С. 153—159.
17. Мельник В.И.Подводные каньоны Черного моря // Геол. журн. — 1986. —Т 46. — № 6. — С. 72—79.
18. Пасинков А.А. Морфоструктурне районування Азово-Чорноморського басейну Украши та перспективи освоення репону. // автореф. дис. д-ра геол. наук : 04.00.10 / Пасинков Ана-толш Андршович ; Нац. акад. наук Украши, 1н-т геол. наук. — К., 2013. — 40 с.
19. Паталаха Е.И., Трофименко Г.Л, Трегубенко В.И., Лебедь Н.И.Проблема краевых прогибов и прогноз углеводородов. — Киев: ЭКМО, 2002. — 251 с.
20. Самарська О.В., Полухтович Б.М., Тарковський В.Ю. Палеорусла — основний тип пасток вуглеводшв у майкопськш товщi Керченського твострова та прилеглих акваторш // Нафта i газ Украши — 2000: Матерiали 6-1 мiжнар. конф. — 1вано-Франывськ, 2000. — С. 321—232.
21. Самсонов В. И., Чумак О. М. О «прямых» признаках нефтегазоносности Черноморской акватории // Нафта i газ Украши: Матерiали 8-1 Мiжнар. наук.-практич. конф. «Нафта i газ Укра!ни-2004» (Судак, 29 вересня-1 жовтня 2004р.). — К.: Центр бвропи, 2004. — Т 1. — С. 242—244.
22. Семененко В.Н.Гурийский этап развития Азово-Черноморского бассейна // Геол. журнал. — 2003. — № 2. — С. 7—22.
23. Соколов В. А. Геохимия природных газов. — М.: Недра, 1971. — 333 с.
24. Шнюков Е. Ф., Коболев В. П., Пасынков А.А. Газовый вулканизм Черного моря / Е. Ф. Шнюков, В. П. Коболев, А. А. Пасынков. — К.: Логос, 2013. — 384 с.
25. Шнюков Е. Ф., Щербаков И. Б., Шнюкова Е. Е. Палеоостровная дуга севера Черного моря. — Киев, 1997. — 288 с.
26. Шнюков Е.Ф. Грязевые вулканы Черного моря как поисковый признак газогидратов метана // Литология и полезные ископаемые. — 2013. — №2. — С.119—127.
27. Шнюков Е.Ф. Пасынков АЛ., Маслаков Н.А. Черное море — зона активной глубинной дегазации // Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей: Тез. докл. Междунар. на-уч.-техн. конф. — Геленджик, 2004. — С. 9—12.
28. Шнюков Е.Ф., Григорьев А.В., Маслун Н.В. и др. Мезозойские и кайнозойские отложения южного континентального склона Черного моря // Геол. журн. — 1991. — № 2. — С. 123—129.
29. Шнюков Е.Ф., Клещенко С.А., Авилов В.И. и др. Газовые аномалии в донных осадках северо-запада Черного моря // Геолог1я i геохiмiя горючих копалин. — 1993. — № 4. — С. 7—9.
30. Шнюков Е.Ф., Коболев В.Н. Струйные газовыделения дна Черного моря — уникальный сре-дообразующий экологический и ресурсный феномен// Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2013. — №3. — С.134—140
31. Шнюков Е.Ф., Пасынков А.А., Клещенко С.А. и др. Газовые факелы на дне Черного моря. — Киев, 1999. — 133 с.
32. Шнюков Е.Ф., Старостенко В.И., Гожик П.Ф. и др. О газоотдаче дна Черного моря // Геол. журн. — 2001. — № 4. — С. 7—14.
Статья поступила 10.10.2014
И.Д.Багрий, З.И.Войцицкий, Н.В. Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксем, М.Ю. Грига
КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОЛОГО-СТРУКТУРНО-ТЕРМО-АТМО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ — ИНСТРУМЕНТ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И ПОИСКОВ УГЛЕВОДОРОДОВ И МЕТАНОГИДРАТОВ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ СКЛОНЕ ЧЕРНОГО МОРЯ
Обоснована целесообразность применения термо-атмо-геохимических исследований при поисках углеводородов и метаногидратов на континентальном склоне Черного моря. Приведены результаты системного анализа структурно-тектонических, литолого-стратиграфических, геохимических, геотермических методов, критериев и их комплексное применение при определении нефтегазоносности локальных объектов.
Ключевые слова: Черное море, углеводороды, структурно-термо-геохимические исследования, флюиды.
I.D. Bagriy, Z.Y. Voytsitsky, N.V. Maslun, U.Z. Naumenko, S.D. ЛЬеш, M.YU. Griga
INTERDISCIPLINARY GEOLOGICAL-STRUCTURAL-THERMO-ATMOGEOCHEMICAL RESEARCHES — A TOOL FOR PROGNOSING AND SEARCHING FOR HYDROCARBONS AND METHANE HYDRATES ON THE CONTINENTAL SLOPE OF THE BLACK SEA
The expediency of the use of thermo-atmo-geochemical researches in the searches for hydrocarbons and metanogidrates on the continental slope of the Black Sea is based. The results of the system analysis of structural-tectonic, litologis-stratigrafical, geochemical, geotermic methods, criterias and their application in determining the oil and gas potential of local objects are shown.
Key words: Black Sea, hydrocarbons, structural-thermal-geochemical research, fluids.
