CC BY
11
Геолопя регiонiв
doi: https://doi.org/10.15407/gpimo2019.01.032
М.1. Павлюк, М.Б. Яковенко
1нститут геологи i геохiмií горючих копалин НАН Украни, м. Львiв
НАФТОГАЗОНОСН1СТЬ МОРСЬКИХ ОКРАН СХ!ДНОеВРОПЕЙСЬКО1 ПЛАТФОРМИ
Вiдображена iсторiя геологiчних до^джень i пошутв нафти i газу в морських окраг'нах Схiдноeвропейськоi платформи — Азово-Чорноморськш i Баренцово-морськш. Описана будова родовищ вуглеводтв. Вiдтворено головт етапи гео-тектончногорозвитку та з'ясоваш геодинамiчнiумови формування нафтогазо-носних провтцш ократ платформи, що дозволяе деталiзувати перспективи i нацыити пошуково-розвiдувальнiроботи на основi поглибленого аналiзу новтшх та перештерпретацп ранше отриманих геологiчних матерiалiв, а також оцшити iхнiй вуглеводневий потенщал.
Ключовi слова: акваторiальнi окрами Схiдноeвропейськоi платформи, Азово-Чорноморський шельф, Баренцовоморський шельф, родовища вуглеводтв, наф-тогазоностсть, геодинамiчний розвиток.
Одшею з прюритетних, як фундаментальних так i прикладних проблем сучасно! нафтогазово! геологи е встановлення критерпв та ощнки перспектив нафтогазоносносп, пщвищення ефектив-ност пошуюв природних вуглеводнiв в тому числ в акваторiях. На процеси i явища, що об'еднанi термшом «нафтогазоноснють» визначальний i вирiшальний вплив мае геотектошка, зокрема ге-одинамiчний розвиток та геодинамiчний режим регюну. Формування нафтогазоносних провiнцiй i областей та нафтогазоперс-пективних об'екпв пiдпорядкованi тектонiчному розвитку регiонiв на протязi вие! геолопчно! юторп. Змша геодинамiчного режиму на всiх рiвнях — вiд глобального до регюнального викли-кае змiну характеру нафтогазоперспективних об'екпв, !хньо! ге-нетично! суп, просторових параметрiв та iнших характеристик. Особливост геодинамiчного розвитку регiонiв, у свою чергу, виз-начають напрямок та методику нафтопошукових робiт.
Геолопею та нафтогазоноснiстю Азово-Чорноморського регiону 1нститут геологи i геох1ми горючих копалин Нащонально! академи наук Укра!ни займаеться з 1966 р. Вiдтодi опублжовано понад 200 наукових статей i 14 монографiй, присвячених геологи
© М.1. ПАВЛЮК, М.Б. ЯКОВЕНКО, 2019
та нафтогазоносносп цього перспективного регюну, де виявлено цшу низку ро-довищ вуглеводнiв як на суходолi, так i в акваторiях.
Баренцовоморський шельф, порiвняно з Азово-Чорноморським, вивчений прше. Лише в останнi роки, завдяки активним пошукам i розвiдцi вуглеводшв у Баренцовоморськiй акваторй його дослщження значно прискорилося.
Результатом проведених робгг стало вiдкриття великих газових родовищ. У цьому е i суттевий внесок 1нституту геологи i геох1ми горючих копалин НАН Ук-раши, що стало можливим завдяки майже десятирiчнiй спiвпрацi спецiальноi" ге-олого-геофiзичноi" експедици 1нституту з виробничими об'еднаннями «Аркти-морнефтегазразведка», «Союзморгео», «Севморгеофизика», Мурманською арк-тичною геологiчною експедицiею (м. Мурманськ), як проводили морськ1 гео-логiчнi, геофiзичнi та буровi роботи в Баренцовому морь
Геодинамiчну юторт формування Баренцовоморського та Азово-Чорно-морського шельфiв, а також 1хню глибинну будову та еволющю детально розгля-нуто у монографи Мирослава Павлюка «Геодинамiчна еволюцiя та нафтогазоностсть Азово-Чорноморського i Баренцовоморського периконтинентальних шельфiв» (2014) [1].
Азово-Чорноморський i Баренцовоморський шельфи Сxiдноевропейськоi" платформи близькi та подiбнi не тiльки за географiчним розташуванням (перший на швдш, другий на пiвночi платформи) та геотектошчною позицiею аква-торiй, а й за багатьма геолопчними показниками та параметрами i спiльнiстю 1хнього характеру. Зокрема, виявлено численнi аналоги", серед яких — триярусна будова земно! кори — «базальтовий», «граштний» та осадовий шар, потужностi та сшввщношення яких змiнюються в значних штервалах; наявнiсть зони стон-шення кори i безгранiтнi дiлянки (так зваш «базальтовi вiкна») та зон розтягу i деструкци, з якими пов'язанi смуги гравiтацiйних мiнiмумiв i для яких харак-тернi шдвищеш значення магнiтного поля та наявнють коро-мантiйноi" сумiшi, що характерно власне структурам рифтового типу. Проте обвдв акваторй", ^м деяких вiдмiнних рис глибинно"! будови (диференцiацiя складу фундаменту, наявнють складчастих комплексiв рiзного вiку консолщаци, та iн.), кардинально розрiзняються за геодинамiкою, геодинамiчними умовами, еволюцiею та режимом i, як наслiдок, за розмiрами структур, нафтогазоносшстю та запасами вуглеводшв [2—4].
Серед тектонiчних зусиль в мезозойсько-кайнозойськш ютори Баренцовоморського шельфу переважав розтяг, генетично i синхронно пов'язаний з розк-риттям Атлантики та Швшчного Льодовитого океану. Цей процес викликав роз-галужену мережу окрашно-континентального рифтогенезу. Обширний Баренцовоморський шельфовий басейн у цей час, принаймш з мезозою, був пасивною континентальною окрашою. Його основу становили фундаменти давшх платформ та зшвельоваш складчастi пояси, як1 ix роздiляли.
Переважання розтягу на Баренцовоморському шельфi упродовж мезозойсь-ко-кайнозойського часу зумовило розвиток рифтогенних структур (перм-трiас) та успадкованих ними синеклiз (юра-неоген).
Структурш форми, що акумулювали природш вуглеводнi в Баренцовоморському регюш — це величезнi пологi, куполоподiбнi, майже iзометричнi ан-тиклiналi, мшмально зачепленi диз'юктивними порушеннями, що мютять значнi i навiть гiгантськi поклади газу.
1стор1я пошуюв I розвщки вуглеводн1в в Азово-Чорноморському рег1он1
Надра Причорномор'я здавна вiдомi як вмiстища природних вуглеводнiв. Про це свщчать, зокрема, амфори з нафтою в могильниках перiоду Боспорського царства (4—2 тис. роюв до н. е.), знайдеш на Керченському п-овi в Криму.
Однак систематичне вивчення геолопчно! будови та нафтогазоносност Причорномор'я розпочалося лише з друго! половини Х1Х ст.
Розвiдувальне буршня на Керченському п-овi розпочато 1864 р. з неглибо-ких свердловин поблизу природних витоыв нафти. Буровi роботи, якi проводили шоземш фiрми (Ракi, Блюменталь, Нобель, Лют та ш.), значних результатiв не дали, однак на окремих площах уже тодi виникли невеликi нафтопромисли.
Лише зi створенням наприкiнцi 1944 р. тресту «Кримнафтогазрозвщка» пов'язуеться важливий етап вивчення i освоення надр регюну: нарощуються об-сяги геологопошукових робiт з поступовим охопленням нових райошв, розши-рюеться стратиграфiчний дiапазон дослiджуваних вiдкладiв. Велику роль у наф-тогазопошукових роботах вiдiграли сейсмiчнi дослiдження, як1 стали обов'язко-вими при постановщ пошукового бурiння на нафту i газ.
Перший фонтан газу на територи Рiвнинного Криму одержано на Задор-ненськiй площi з вiдкладiв палеоцену лише 1960 р.
Вщкриття в шiстдесятих роках низки родовищ вуглеводнiв у Рiвнинному Криму пiдводило геологiв до думки про пошуки нафти i газу в прилеглих шельфах Чорного та Азовського морiв. Геолопчш прогнози, яы базувалися на аналiзi структурно-тектошчних та лiтолого-фацiальних умов нафтогазонакопичення в Рiвнинному Криму та Присивашшi (О.Т. Богаець, Г.Г. Бондарчук, Б.1. Денега, Г.Н. Доленко, С.М. Захарчук, М.1. Павлюк, Р.В. Палшський, О.1. Париляк, Л.Г. Плахотний, Б.М. Полухтович, А.1. Самсонов та iн.), дозволили оптимютич-но оцiнювати цi акватори. бдиною перешкодою було погане технiчне забезпе-чення та технологiчна недосконалiсть бурових робiт.
На початок сiмдесятих роыв на пiвнiчно-захiдному шельфi Чорного моря сейсмiчними дослiдженнями вже було подготовлено низку структур пiд глибоке буршня i 1975 р. на пiдняттi Голицина зi св. 7 отримано перший в Укра!ш фонтан газу на Чорноморському шельфь Почався новий етап нафтопошукових робгг, де важливу роль вiдiгравали дослiдження в акваторiях. 1976 р. одержано приплив газу зi св. Пiвнiчнокерченська-1 в Азовському морь
З 1970 по 1980 р. у швшчно-захщнш частиш шельфу Чорного моря ге-офiзичними методами виявлено близько 40, а на шельфi Азовського моря — 20 перспективних структур.
Акватори залишаються найважливiшим i найперспективнiшим об'ектом Причорномор'я щодо пошуыв нафти i газу, де, згщно з експертними науковими оцiнками Укра!нсько! нафтогазово! академи (УНГА), лише на шельфi i континентальному схилi укра!нського сектора зосереджено приблизно 2,4 млрд тонн умовного палива, що становить близько 44 % уах залишкових нерозвiданих ре-сурсiв Укра!ни.
Станом на сьогоднi на шельфi Чорного моря виявлено 5 газових, 2 газокон-денсатних родовища, а на шельфi Азовського моря — 5 газових родовищ (з них
3 — в aKBaTopianbHm водах Украши): Голицинське газоконденсатне, Швденно-Голицинське газове, Шмщпвське газове, Штормове газоконденсатне та гaзовi родовища — Кримське, Одеське, Архангельське, Стршкове, Швшчно-Кер-ченське та Морське.
Голицинське газоконденсатнеродовище — вщкрите в 1975 р., розташоване в акваторй' Чорного моря на шельфi приблизно 70 км на швшчний захщ вiд с. Чор-номорське в Кaркiнiтсько-Пiвнiчно-Кримському прогинi. Глибина моря в райош родовища становить 30—40 м. Уперше пiдняття було виявлено при сейсмiчних дослiдженнях МВХ 1964 р. по горизонтах у неогенових та палеогено-вих вщкладах. Майже п'ятирiчний процес морського буршня (1971—1975 рр.) завершився вiдкриттям газового покладу у вiдклaдaх палеоцену, а шзшше i в ео-цеш Розкрито геологiчний розрiз вiд неогену до верхнього протерозою. Промис-ловi припливи газу отримано з трьох горизонт1в у вiдклaдaх середнього майкопу та з одного горизонту в палеоценьдани. Конденсат мютиться в палеоцен-дансь-ких вiдклaдaх. По поверхнi основного продуктивного горизонту в палеоценьдани складка являе собою асиметричну брaх1aнтиклiнaль розм!рами 28 х 2,5 км з двома склешннями. Амплiтудa складки близько 250 м. Асиметричнють структури зу-мовлена 61льш крутим п1вн1чним крилом, ускладненим розривом.
Сумaрнi запаси газу в олкюценових покладах в1дпов1дно 1 млрд 147 млн м3 та 3 млрд 929 млн м3. Геолопчш запаси газоконденсату в палеоцен-еоценових вiдклaдaх за кaтегорiями А + В + С1 — 168 тис. т, а за категор!ею С2 — 224 тис. т.
Швденноголицинське газове родовище розташоване в акваторй' Чорного моря в Карыштсько-Швшчно-Кримському прогиш на швденний сх1д вщ Голицинсь-кого i вiдмежовуеться вщ нього невеликим прогином. Антиклiнaльне пщняття тут уперше виявлено морськими сейсм!чними дослiдженнями 1979 р. За даними буршня 1981 р. виявлено газовий поклад у середньому майкош. Структура являе собою брах!антиклшальну складку, бшьш н1ж удв1ч1 коротшу в1д Голицинсько''. 1хш розм1ри за 1зог1псою 655 становлять 12 х 2,5 км. Колектором слугують шскови-ки. Початков! запаси газу за категор!ями А + В + С1 становили 1 млрд 850 млн м3, за кaтегорiею С2 — 1 млрд 610 млн м3.
Шм1дт1вське газове родовище розташоване на вщсташ близько 35 км на швшчний захщ вщ с. Чорноморське в Карыштсько-Швшчно-Кримському прогиш. Глибина моря над родовищем становить ниш 30—35 м. Це брaхiaнтиклi-наль, яка по вщбивальному горизонту Illa мае розм1ри 13 х 6 км та амплгтуду близько 100 м.
Почaтковi запаси газу в ол^оценових вщкладах складали за кaтегорiями А + В + С1 — 2 млрд 729 млн м3. Геолопчш запаси газу i конденсату в палеоце-нових та верхньокрейдових вщкладах пщраховано лише за кaтегорiею С2. Вони становлять: газу в палеоцеш-еоцеш — 3 млрд 774 млн м3 та у верхнш крейдi — 6 млрд 810 млн м3; газоконденсату в1дпов1дно — 158 тис. т та 286 тис. т.
Штормове газоконденсатне родовище теж розташоване в швшчно-захщнш частиш шельфу Чорного моря в Карыштсько-Швшчно-Кримському прогиш 82 км на швденний захщ вщ с. Чорноморське. Структурний план пщняття по покр1вл1 палеоцену — це брамантиклшаль, витягнута в широтному напрямку. К розм1ри 12 х 3 км, амплггуда 175 м. Характерно, що захщш i схщш периклiнaльнi частини складки полог1ш1, н1ж п1вн1чн1 та пiвденнi. Три пробуреш свердловини розкрили вiдклaди неогену, палеогену та данського ярусу шзньо! крейди. Почат-
о\
£
Оч
Оч §
о
^
2' ?! С
С
а с
£
о
3!
О
^
О
о ?!
ТО
а Ьо
ЙЗ&
ев
'В .й
о я
§
о
М2Р
ер-,
Рр1-Ы
е^ссИ
Р^п-т
Крп
К/
К/Л
Кр
К/к
п-с,
С-&
РАЙОНИ НАФТ0ГА30НАГР0МАДЖЕННЯ ТА НАФТ0ГА30Н0СН1ПЛ0Щ1
ШВНИНО-КРИМСЬКИИ
±А
_
б
Щй
Я
д
л
д
ж
ЩЦОЛЬСЬКИИ
I
¡1
III
&АМ АААЛ-Л
Л
а
л
Централь- Швшчно- Захщно-чор-но-азов. чорноморсышй номорський
¡а
Ш
ттгттт
Рис. 1. Розподш вуглеводшв в Азово-Чорноморському регюш. Родовища: 1 — нафтсш, 2 — газов1, 3 — газоконденсатш; прояви: 4 — нафти, 5 — газу, 6 — газоконденсату; колектори: 7— теригенш, 8 карбонатш; 9 — вщсутшсть вщклад1в
о
05
э
г
ковi запаси газу за категорiями А + В + С1 становили 16 млрд 565 млн м3, а за категорieю С2 — 4 млрд 465 млн м3. Шдраховаш геологiчнi запаси газоконденсату — вщповщно 2 млн 139 тис. т та 286 тис. т.
Кримське газове родовище розташоване в швшчно-захщнш частиш шельфу Чорного моря 70 км в Карыштсько-Швшчно-Кримському прогиш на швденний захщ вщ с. Чорноморське. Пщняття виявлено 1964 р. морською сейсмо-розвщкою МВХ. Буршням встановлено, що це брахiантиклiналь субширотного простягання. По продуктивних вщкладах середнього майкопу складка мае розмiри 11,5 х 4,5 км i амплггуду 60 м. Колекторами слугують шсковики з по-ристютю 27 %. Початковi запаси газу за категорiями А + В + С1 становлять 650 млн м3, а за категорiею С2 — 4 млрд 600 млн м3.
Одеське газове родовище розташоване в захщнш частинi швшчно-захщного шельфу Чорного моря на мервддаш м. Одеса на вщдал 130 км вщ мiста. У тек-тонiчному вiдношеннi воно лежить у захщнш центриклшал Карыштсько-Пiвнiчнокримського прогину. Пщняття виявлене сейсмiчними роботами 1986 р. у палеоцен-еоценових вiдкладах, а 1987 р. пщтверджене морським буршням. По покрiвлi еоценового продуктивного горизонту «Е-1» складка являе собою брахiантиклiналь пiвнiчно-схiдного простягання. II розмiри за iзогiпсою 800 м — 11х8 км, амплiтуда приблизно 200 м. Складка асиметрична. II пiвнiчно-захiдне крило бшьш круте, ускладнене розривним порушенням типу лiстричного. Пок-лади пластовi склепiннi, тектонiчно екранованi. Початковi запаси газу в палео-цен-еоценових вщкладах, пораховаш за категорiями А + В + С1, становили 11 199 млн м3, а за категорiею С2 — 890 млн м3.
Архангельське газове родовище розташоване в швшчно-захщнш частиш Чорного моря на швдень вщ Швденноголицинсько! структури i приурочене до брахiантиклiнальноi субширотно! складки. По палеоценових вщкладах 11 розмiри становлять 15 х 7 км, амплггуда — близько 200 м. Глибини залягання палеоцену 3000—3200 м. За нашим обГрунтуванням зроблено припущення, що структурна пастка може вмщувати газовий поклад iз запасами 10—30 млрд м3. У майкопських вiдкладах прогнозувався аналопчний поклад. Ще в 1985 р. реко-мендували розбурити цю структуру i довели, що при промисловш газоносностi лише цих двох комплекав можна сподiватися на вiдкриття не тшьки середнього за запасами, а навггь великого родовища. Прогноз пщтверджено бурiнням 1987 р. Виявлено газовi поклади в неогенових i палеогенових вiдкладах. Пiдрахованi запаси газу в колекторах мюцену (горизонт 1) за категорiею А—С1 становлять 174 млн м3. Початковi запаси газу в еоценовому резервуарi за категорiею А—С1 — 5 млрд 104 млн м3, за категорiею С2 — 3 млрд 921 млн м3, а в палеоценовому пок-ладi прогнознi запаси за категорiею С2 — 9 млрд 879 млн м3.
Початковi запаси газу становлять у вщкладах мюцену — 174 млн м3 (кате-горп А + В + С1) i у вiдкладах олiгоцену становлять 5 млрд 104 млн м3 (категорп А + В + С1) та 3 млрд 921 млн м3 (категорiя С2); у вщкладах палеоцену — 9 млрд 879 млн м3 (категорiя С2).
Стршкове газове родовище розташоване на Арабатсьый стршш в Криму поб-лизу с. Стршкове. Схщна частина структури i родовища продовжуються в аква-торiю Азовського моря.
Структурне пщняття виявлено сейсмiчними роботами 1953 р. у майкопських вщкладах. Складка являе собою брахiантиклiналь субширотного простягання
розмiром 9 х 13 км та амплгтудою до 30 м. Родовище вщкрито 1964 р. унаслщок бурiння першо! свердловини, що призвело до газового викиду.
Промислова газоносшсть встановлена в шщано-алевритових горизонтах майкопу. Колекторами слугують алевролiти i пiсковики, що чергуються з гли-нистими породами.
Запаси вгльного газу за категорiями А + В + С1 становлять 3 млрд 085 млн м3, за категорiею С2 — 996 млн м3.
Швшчнокерченське газове родовище розташоване в акваторй Азовського моря в 1ндоло-Кубанському прогиш. Геофiзичними сейсмiчними дослiдженнями складка виявлена в неогенових та палеогенових вiдкладах. Це брахiантиклiналь субширотного простягання розмiрами 5 х 7 км з амплггудою близько 300 м та ку-тами падшня 6—9°.
Унаслiдок буршня св. 1 глибиною 2480 м розкрито геолопчний розрГз: чет-вертинно-плiоценовi вщклади (560 м), середньомiоценовi (745 м) та майкопсьы (1175 м). Розкрито чотири газоносш горизонти.
Пiдрахованi запаси газу за категорiею С1 становлять 1 млрд 340 млн м3, за категорiею С2 — 3 млрд 833 млн м3.
Морське газове родовище у геотектошчному плаш знаходиться в швшчнш частиш Азовського валу, яка прилягае до Головного Азовського насуву. Родовище при-урочене до видовжено! субширотно! брахь антиклiнальноi' складки. РозмГри по ¡зогша 1000 м покрГвлГ вiдкладiв верхньо! крейди 16 х 3 км, амплгтуда 150—200 м.
На Морському родовищГ буршням розкрито розрГз неогену, майкопу, еоце-ну, верхньо! та нижньо! крейди, трiасу-юри. Колекторами газу е шсковики верхнього майкопу. Початковi запаси вшьного газу за категорiями А + В + С1 дорГвнюють 550 млн м3, за категорiею С2 — 3 млрд 150 млн м3.
Суббот1нське нафтове родовище розташоване у межах прикерченського Чор-номорського шельфу, на видам 25 км на швдень вщ берега. Воно приурочене до однойменно! антиклiналi швшчно-схщного простягання, розташовано! в Кер-ченсько-Таманському прогиш. Довжина складки 12 км, ширина 5 км, амплпуда близько 700 м. На крилах складка порушена скидо-насувами.
Початкова геолопчна модель передбачала единий масивно-пластовий поклад у непорушеному склепГннГ антиклГналГ. Проте за результатами буршня нас-тупних свердловин виявилося, що така модель непереконлива Г роботами нашо-го 1нституту запропонована блоково-насувна модель Субботшсько! структури.
На кшець 2014 р. на родовищГ пробуренГ ще три пошуковГ свердловини. НафтовГ поклади встановленГ св. 403, 1, 2 у горизонтах М-1—М-4, приурочених до вГдкладГв нижнього майкопу. За результатами випробування свердловин от-риманГ дебГти нафти вщ 5 до 85 м3/добу, школи з невеликою кГлькГстю газу — до 71 тис. м3/добу. Породи-колектори нижнього майкопу складеш проверстками дрГбно-зернистих пГсковик1в та алевролГтГв. ЗагальнГ геолопчш запаси родовища — 33 млрд 334 млн т.
У геотектошчному вщношенш вщкрит1 родовища АЧР знаходяться в рГзних структурно-тектонГчних елементах (рис. 1): 1ндоло-Кубанському прогинГ (Суб-ботшське, ПГвнГчнокерченське), Азовському валГ (Морське), захщнш пе-риклГналГ Азовського валу (Стршкове) та Каркшпсько-Швшчнокримському прогинГ (Голицинське, Швденноголицинське, ШмГдтГвське, Штормове, Кримсь-ке, Одеське, Архангельське). Вони входять до окремих нафтогазоносних райошв.
1ст^я пошуюв i розвiдки вуглеводнiв в Баренцовоморському perioHi
Характеристики родовищ та анаиз ïx нафтогазоносностi подано за даними сейсморозвщки, матерiалами бурiння i випробування свердловин, ге-оxiмiчними анаизами вод i вуглеводнiв та шшими вiд ом остями, одержаними спiвпрацею та спшьними дослiдженнями спiвробiтникiв 1ГГГК НАН Украши у Львовi (з 1965 р.) та установ Мурманська (МАГЕ, ВО «Швнiчморгеофiзика», ВО «Союзморгеологiя», ВО «Арктикморнафтогазрозвщка» — АМНГР) i Москви (Державна академiя нафти i газу) [5]. В результат в Баренцовому морi вперше виявлено цiлий ряд крупних за запасами родовищ газу i газоконденсату — Мурманське, Швшчнокшьдинське, Арктичне, Штокмашвське, Лудловське, Льодове та ш.
Мурманське газове родовище — перше родовище газу, вщкрите в 1983 р. ВО «Арктикморнафтогазрозвщкою» у межах Арктичного шельфу в швденно-захщнш частиш Баренцового моря в райош з глибинами моря 68—123 м, розташоване за 220 км на швшч вщ Кольського п-ова i 150 км на швшчний захщ вщ п-ова Канш. Мурманська антиклшальна складка виявлена сейсморозвщкою МВХ 1976 р. i пщтверджена буршням у пермських, ^асових, юрських i крейдо-вих вiдкладаx. Бурiнням розкрито вщклади вiд сучасних до верхньо-пермських. Розчленування розрiзiв свердловин здiйснено за даними ГДС, результатами виз-начення мшрофаушстичних i спорово-пилкових комплексiв. Продуктивш верxньопермсько-трiасовi породи представленi теригенними шщано-глинисти-ми утвореннями.
Структура пiдняття являе собою брах1антиклшаль майже iзометричноï фор-ми. Розмiри структури по замкнутiй iзогiпсi 2100 м становлять 19 х 12 км, амплггу-да — 110 м. Складка порушена серiею сквддв амплiтудою 20—50 м, що зумовлюе блоковий характер. За даними морського буршня, продуктивна товща в териген-них вiдкладаx пермсько-трiасового вiку мае загальну потужнiсть близько 2000 м. У нш виокремлено 16 продуктивних горизонтiв, завтовшки вiд 10 до 100 м, предс-тавлених низькопроникними шсковиками i алевролiтами з пористютю 3—18 %.
За даними ВО «АМНГР», запаси газу Мурманського родовища за категорiею С1 становлять 94 млрд м3 i за категорiею С2 — 144 (сумарнi — 238 млрд м3).
Штокмашвське газоконденсатне родовище — одне з найбшьших родовищ у свт, вiдкрите в 1988 р., розташоване в Баренцовому морi за 650 км на швшчний схщ вщ м. Мурманська i 300 км на захщ вщ архшелагу Нова Земля. Глибина дна в райош родовища змшюеться вщ 280 до 380 м. Структура виявлена сейсмiчни-ми дослщженнями МВХ СГТ у 1981 р. Морським буршням, розпочатим 1988 р., розкрито вщклади вщ верxньотрiасовиx до четвертинних. Продуктивна частина розрiзу (верхня i середня юра) складена теригенною пiщано-алевролiтовою тов-щею. Потужнiсть верхньоюрських вiдкладiв 145—155 м, середньоюрських — 445—455 м. Колекторами е свггло-ар^ дрiбно-середньозернистi кварцовi i полiмiктовi шсковики.
Штокмашвська структура приурочена до швшчно-захщного борту Пiвден-нобаренцовсько! западини. Вона мае куполоподiбну форму i простежуеться у вiдкладаx трiасу-нижньоï крейди. Розмiри пiдняття становлять 45—36 км, ампл^да — 310 м. За даними буршня та результатами випробування свердло-
вин, у розрiзi виокремлено чотири продуктивш пласти шсковиыв: ефективнi по-тужност пласпв вщповщно становлять: Ю0 ~74—68 м, Ю1 ~83—49 м, Ю2 ~12—60 м, Ю3 10—33 м. Продуктивш пласти iзольованi екранами, складеними аргiлiтами. Газовi поклади класифiкуються як пластов^ склепiннi.
Початковi балансовi запаси газу Штокмашвського родовища, за пщрахунками ВО «Арктикморнафтогазрозвiдка», становлять: за категорiею С1 — 1 трлн 701 млрд 999 млн м3, за категорiею С2 — 1 трлн 379 млрд 401 млн м3 (усього 3 трлн 81 млрд 400 млн м3). Запаси конденсату за категорiею С1 досягають 13,391 млн т; за кате-горiею С2 — 13,642 млн т (загалом — 27 млрд 033 млн т). За запасами Штокмашвсь-ке родовище перевищуе тип пгантських i належить до категори ушкальних.
Лудловське газоверодовище — вщкрите в 1990 р., розташоване в центральнш частинi Баренцового моря за 755 км вщ м. Мурманськ Г 200 км на швшч вщ Шток-манiвського газоконденсатного родовища. Глибина моря в райош родовища ста-новить 220—240 м. Температура води взимку не нижча шж +0,3 °С. Можливе проходження айсберпв. Антиклшальна складка виявлена в 1982 р. сейсмГчними дослщженнями МВХ СГТ. Закладена 1988 р. ВО «АМНГР» морська свердловина № 1 завершена 1990 р. на глибиш 4 058 м. Вона розкрила геолопчний розрГз вщ неоген-четвертинних вщкладГв до середньотрГасових Г виявилася на швшчно-зах1дному крилГ антиклшалГ за газовим контуром. Свердловина № 2 розкрила промислову газоноснють верхньоюрських (кимеридж-оксфордських) вщкладГв.
Лудловська структура в тектошчному вщношенш розташована в межах од-нойменно! сщловини, яка роздшяе Швденно- Г Швшчнобаренцовську западини. Це куполоподГбна складка, витягнута в швшчно-захщному напрямку. Розривни-ми порушеннями такого самого простягання антиклшаль роздшена на три блоки. Склешнна частина пщняття ускладнена серГею малоамплгтудних диз'юнк-тивних порушень.
РозмГри центрального пщняття по замкнутш Гзогшс 1650 м (у верхньоюрських вщкладах) становлять 57 х 25 км, амплгтуда 275 м; по Гзогшс 3300 м (верхньотрГасовГ вщклади) — 47 х 24 км, амплгтуда 150 м; по сейсмГчному горизонту I (Р2—Т1) по Гзогшс 7800 м — вщповщно 22 х 16 км Г 200 м.
Продуктивними на родовищГ е теригенш вщклади кимериджу-оксфорду — аналоги пласта Ю0 Штокмашвського родовища.
У св. № 2 вони залягають на глибиш 1 380—1415 м. З продуктивного горизонту (штервали перфорацп 1425—1435 Г 1385—1419 м) отримано притоки газу вщповщно 160 Г 480 тис. м3/добу на штуцерГ дГаметром 15,08 мм. Газ переважно метановий (87,02—96,77 %), низькоазотний (азоту 0,9—2,17 %), низьковуглекис-лий (вуглекислого газу 0,01—0,1 %), низькогелГевий (гелш 0,017—0,023 % мол.), безарчистий. Вщносна питома вага газу по повгтрГ змшюеться вщ 0,575 до 0,795; щшьшсть за температури 20 °С — 0,692—0,959 кг/м3.
Продуктивний горизонт на Лудловському родовищГ приурочений до водоносного комплексу юрських вГдкладГв, який належить до зони утрудненого водо-обмшу. Це свщчить про добру збереженють покладу. МшералГзашя пластових вод, визначена за ГДС, у трГасовому комплекс становить 25 г/л, у юрському — 35 г/л.
Прирозломне родовище — перше родовище нафти на арктичному шельфГ Ти-мано-Печорсько! нафтогазово! провшци, вщкрите в 1989 р., розташоване в швденно-схщнш частиш Печорського моря (Баренцовоморський шельф) в 70 км на швшч вщ вщомого на суходол! ТГмано-Печорсько! провшцп Варандейського
Рис. 2. Шляхи перемщення континентав Азово-Чорноморського репону (за Л.А. Савостшим, А.М. Карасиком, Л.П. Зоненшайном, 1984): 1 — положення певних координат континентав протягом 190 млн рокiв; 2 — полюси обертання Африки i бврази'; 3 — шляхи перемщення континентiв; 4 — мiльйони роыв
родовища нафти i за 275 км на схщ вiд Шщаноозерського нафтогазоконденсат-ного родовища на о-вГ Колгуев. Глибини моря незначнi — близько 15,0 м.
Антиклшальне пщняття пщготовлене для глибокого пошукового буршня сейсмiчними роботами МВХ СГТ. Пробурена в 1990 р. з кригостшко1" бурово! платформи свердловина розкрила геолопчний розрiз вiд неоген-четвертинних до нижньокам'яновугшьних. У тектонiчному вiдношеннi структура знаходиться в акваторiальнiй частинi Печорсько! синекизи. Вона розташована на продов-женш валу Сорокiна, до якого приурочена низка родовищ нафти на суxодолi ТПП: Сед'ягшське, Лабаганське, Наульське, Таравейське i Варандейське. При-розломна складка витягнута на швшчний захщ i являе собою видовжену ан-тиклшаль з розмiрами по iзогiпсi 2500 м 16,5 х 4,5 км з амплггудою 175 м.
Продуктивними на родовищ! е карбонатнi утворення середнього-шзнього карбону — ранньо!" пермь У св. № 1 вони залягають на глибинах 2282—2580 м. Тут виявлено два продуктивш горизонти: Р1ас на гли6инГ 2368—2 410,4 м i Р1ас-С3 на глибиш 2 431,2—2486,0 м.
Початковi запаси становлять: за категорiею С1 = 26 млрд 417 млн т, за кате-горiею С2 = 194 млрд 148 млн т (сумарш — 220 млрд 565 млн т).
Таким чином, зютавлення геолопчно1" будови i нафтогазоносносп Азово-Чор-номорськог' i Баренцовоморськог' морських окраш Сх1дноевропейськог' платформи
20° 30° 40° 50° 60° 70°
Рис. 3. Рифти Бapeнцoвoгo мopя (зя дaними B.I. Мapaхaнoвa, Е.В. Шипiлoвa, А.Ю. Юнoвa, 1983): 1 — пaлeo-гpaбeн-pифти; 2 — кaйнoзoйcькi гpaбeн-pифти; 3 — poзлoми; грабен-рифти (цифри в колах): 1 — Тpoмce, 2 — Нopдкaпcький, 3 — ^ль^кий, 4 — Пiвнiчнo-Схiдний, 5 — Пiвдeнний, 6 — Сepeднiй, 7 — Фpaнц-Biктopiя, 8 — cв. Анни, 9 — B^a^bM^ 10 — Aдмipaл-тeйcький, 11 — ^лвш^кий
пoкaзaлo вiдмiни piзницю в глибинях шeльфiв, мacштaбaх ocaдкoнaгpoмaджeння (20 км i 9 км), бyдoвi i poзмipaх лoкaльних cклaдoк, зaпacaх вyглeвoднiв тoщo. З мe-тoю пoяcнeння цих вiдмiн зд^^го пopiвняння ïx eвoлюцiï ня ocнoвi гeoди-нaмiчнoгo aнaлiзy викopиcтaвши peзyльтaти плитoтeктoнiчниx peкoнcтpyкцiй.
Щoдo Aзoвo-Чopнoмopcькoï дшянки пpoвeдeнo кoмплeкcний aнaлiз пaлe-oтeктoнiчниx пoбyдoв щoдo poзвиткy пaлeooкeaнy Terac тя йoгo пiвнiчнoгo o6-мeжeння.
Biдoмo, щo в aльпiйcькy тeктoнiчнy enoxy вiдбyлocь звyжeння i зя^ится Me-зoтeтиcy i ocтaннi 190 мiльйoнiв poкiв взaeмoдiя Gвpaзiйcькoгo i Aфpикянo-Apaвiйcькoгo кoнтинeнтiв мяля xaparnep як пoкaзaнo ня pиc. 2.
Шаля зякpиття oкeянy Teтиc cфopмyвaвcя мoгyтнiй Aльпiйcькo-Гiмaлaйcький cклaдчacтий пoяc в cклaдi якoгo зняxoдятьcя i ripcbrá cпopyди Кpимy i кявкязу.
4opœ i Кяcпiйcькe мopя cтaли зялиш^вими, peлiктoвими зядyгoвими бя-ceйнями (naparerac).
Тяким чинoм, цi pяйoни бeзyмoвнo тeж зязнявяли зycиль cтиcкy, щo впливя-лo ня cклaдчяcтicть ocaдoвoгo пoкpивy вcьoгo Aзoвo-Чopнoмopcькoгo peгioнy.
Гeoдинaмiчний peжим Aзoвo-Чopнoмopcькoгo peгioнy в яль^й^^ тeк-тoнiчнy enoxy зyмoвив ж лишe вeликi пepeмiщeння лiтocфepниx плит i блoкiв, aлe й cпpияв piзнoмяcштябним гopизoнтaльним змiщeнням в ocaдoвoмy пoкpивi, виникнeнню тут шяp'яжiв, poзвиткy няcyвiв i зcyвiв, лicтpичниx poзpивiв. У тяких yмoвяx, звичяйнo, yздoвж няcyвiв фopмyютьcя лiнiйнi зoни лiтoтeктoнiчниx nnac-тин тя лoкaльниx aнтиклiнaльниx cклaдoк, пoтeнцiйниx пяcтoк няфти i гязу.
12° 24° 36° 48° 60° 72°
Рис. 4. Синектзи Баренцового моря (склав М.1. Павлюк за даними М.Л. Верби, С.В. Аль-охша, Н.М. 1ванова, Ю.Я. ЛГвшица, В.М. Мартиросяна, О. Елдхольма, М. Тальваш). Границк 1 — шельфу; 2 — структур першого порядку; 3 — структур другого порядку; 4 — структур третього порядку. Цифри в колах: 1 — Скандинавська каледонська складчаста система; 2 — Захщнокольська сГдловина; 3 — прогин Хаммерфест; 4 — Нордкапський прогин; 5 — пщняття Лоппа; 6 — пщняття Елдхольма; 7 — Ведмежинський прогин; 8 — Ведмежинсько-НадГ!н-ське пщняття; 9 — Малипнська сГдловина; 10 — Надинське пщняття; 11 — Схгднозюйдкап-ське пщняття; 12 — Еджинське пщняття; 13 — Захщно-шпщбергенський прогин; 14 — горст Захгдного узбережжя; 15 — Швшчноштцбергенське пiднягтя; 16 — прогин Франца-ВГкторГ!; 17 — окра!нне пГдняття ЗемлГ Франца Йосифа; 18 — ПахтусГвська сГдловина; 19 — Лудловсь-ка сГдловина; 20 — Короташнський прогин
Зараз вже отримано бГльше доказГв про !х юнування Г формування в !хнГх фронтальних частинах вузьких лГнГйних складок порушених розломами, а в ти-лових дшянках округлих, Гзометричних не порушених дГастрофГзмом.
Щодо Баренцовоморського шельфу, то переважаючим тектошчним зусил-лям у мезозойсько-кайнозойськш ГсторГ! був розтяг, генетично Г синхронно пов'язаний з розкриттям Атлантики та Швшчного Льодовитого океану. Цей
0° 12° 24° 36° 48° 60° 72°
Рис. 5. Жoлoби дня Бapeнцoвoгo мopя ^кляв M.I. Пявлюк зя дяними M.B. Kльoнoвoï, B.Д. Дiбнe-pa i Б.B. Сeнiнa): 1 — cyxoдiл; 2 — кoнтинeнтaльний ycтyп; 3 — cepeдиннooкeaнiчнi pифти; 4 — шeльфoвi жoлoби: I — Xorepirn, II — 1нгей, III — Beдмeжинcький, IV — Зюйд^тький, V — Стyp, VI — Лига, VII — Оpлa, VIII — Kapлa-Biктopiï, IX — Kopoля Kapлa, X — Фpaнцa-Biктopïi, XI — cв. Anrn, XII — Сeдoвa, XIII — Гopбoвий, XIV — Aльбaнoвa, XV — Зaxiднoнo-вoзeмeльcький, XVI — Куль, XVII — Сaмoйлoвa, XVIII — Нopдкaпcький, XIX — Гу^ний, XX — Kycoв-Пiвнiчний; S — oci шeльфoвиx жoлoбiв
пpoцec викликяв poзгaлyжeнy мepeжy oкpяïннo-кoнтинeнтaльнoгo pифтoгeнeзy. Обшиpний Бяpeнцoвoмopcький шeльфoвий бяceйн y дей 4ac, пpиняймнi з мeзo-зoю, був пяcивнoю кoнтинeнтaльнoю oкpяïнoю. Пoдopoжyючи no пoвepxнi Зeмлi ня тиcячi кiлoмeтpiв Бяpeнцoвoмopcький peгioн cyтreвo ж змiнив cвoeï нi фopми, ш poзмipy.
Отжe, ня o6ox кpaяx cyчяcнoï Сxiднoeвpoпeйcькoï плятфopми зяфiкcoвянi яктивш гopизoнтaльнi pyxи, щo були в^тя^ними в cтянoвлeннi гeocтpyктyp Бяpeнцoвoмopcькoгo тя Aзoвo-Чopнoмopcькoгo шeльфiв, якi ïï oблямoвyють.
Гopизoнтaльнi pyxи в тeктoнocфepi cyn^o вплинули ня фopмyвяння peгioняльнoï cтpyктypи тя лoкaльнoï cклядчяcтocтi в нaфтoгaзoнocниx пpoвiнцiяx циx яквятopiй.
Переважання розтягу на Баренцовоморському шельфГ упродовж мезозойсь-ко-кайнозойського часу зумовило розвиток рифтогенних структур (перм-трГас) (рис. 3) та успадкованих ними синекиз (юра-неоген) (рис. 4) Г сучасних жолобГв морського дна (рис. 5).
Така альтернативна геодинамГка, у свою чергу, зумовила Г появу рГзних структурних форм, що акумулювали природш вуглеводнГ. В Азово-Чорноморсь-кому регюш це малГ, видовженГ, часто залеглГ, ускладненГ розривами складки.
У Баренцовоморському регюш — це величезш полоп, куполоподГбнГ, майже ГзометричнГ антиклшалГ, мГнГмально зачепленГ диз'юнктивними порушення-ми, що мютять значнГ Г навпь гГгантськ1 поклади газу. ВказанГ особливост геоди-намГчного розвитку акваторГй, у свою чергу, визначають напрямок та методику нафтопошукових робГт у цих регюнах.
Таким чином, встановлено, що для Баренцовоморського шельфу характер-ним е рифтовий Г депресшний геодинамГчш режими нафтогазонагромадження. Це формування величезних пологих, куполоподГбних, майже Гзометричних ан-тиклГналей, мГнГмально зачеплених дГастрофГзмом, що мГстять значнГ Г навпъ гГгантськГ поклади газу. Потужний рифтогенез з кГлькома потрГйними вузлами зчленування рифив зумовив не лише штенсивне прогрГвання лГтосфери, але й значний вертикальний приплив глибинних вуглеводневих газГв, чим Г пояс-нюеться потужна концентрацГя запасГв гГгантських родовищ газу.
Для Азово-Чорноморського регГону переважаючим був колГзшний режим нафтогазонагромадження, зумовлений зпкненням ввразшсько! та Африкано-Аравшсько! лГтосферних плит, окремих мГкроплит, террейшв Г зусилля стиску та складчасто-насувш дислокаци, якГ зумовили дрГбну, малоамплпудну локальну складчастГсть, вГдповГднГ типи пасток нафти Г газу та запаси вуглеводшв.
СПИСОК Л1ТЕРАТУРИ
1. Павлюк М. ГеодинамГчна еволюцГя та нафтогазоностсть Азово-Чорноморського Г Баренцовоморського периконтинентальних шельфГв. ЛьвГв: ТзОВ «Проман», 2014. 365 с.
2. Павлюк М. I. ЗГставлення еволюци та нафтогазоносносп Баренцовоморсько! Г Азово-Чор-номорсько! акваторГй. Геол. и полезн. ископ. Мирового океана. 2012. № 1(27). С. 5—21.
3. Павлюк М. I. Геотектошчна еволюцш Г нафтогазоностсть територи та акваторГй Укра1ни. Геол. i геохiм. горюч. копалин. 2017. № 1—2 (170—171). С.132—134.
4. Павлюк М., Яковенко М. Пошуки родовищ вуглеводшв в морських окрашах Схщноевро-пейсько! платформи. «МорськГ геолого-геофГзичнГ дослщження фундаментальнГ та прик-ладнГ аспекти»: МГжнар. наук. конф. (Укра!на, Одеса, 8—9 листопада, 2018 р.). Одеса, 2018. С. 20—24.
5. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики. Под ред. В. П. Гаврилова. М.: Наука, 1993. 324 с.
Стаття поступила 04.02.2019.
М.И. Павлюк, М.Б. Яковенко
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МОРСКИХ ОКРАИН ВОСТОЧНО-ЕВРОПЕЙСКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Отражена история геологических исследований и поисков нефти и газа в морских окраинах Восточно-Европейской платформы — Азово-Черноморской и Баренцовоморской. Описано строение месторождений углеводородов. Воспроизведены главные этапы геотектонического развития и выяснены геодинамические условия формирования нефтегазоносных провинций
окраин платформы, что позволяет детализировать перспективы и нацелить поисково-разведочные работы на основе углубленного анализа новейших и переинтерпретации ранее полученных геологических материалов, а также оценить их углеводородный потенциал.
Ключевые слова: акваториальные окраины Восточно-Европейской платформы, Азово-Черноморс-кий шельф, Баренцовоморский шельф, месторождения углеводородов, нефтегазоносность, геодинамическое развитие.
M.I. Pavlyuk, M.B. Yakovenko
OIL- AND GAS-BEARING POTENTIAL SEA AREAS OF THE EAST EUROPEAN PLATFORM
The history of geological exploration and search of oil and gas in the sea areas of the Eastern European platform — the Sea of Azov-the Black Sea and Barents Sea is illustrated. The structure of hydrocarbon deposits is described. The main stages of geotectonic development and the geodynamic conditions of formation of oil- and gas-bearing provinces of the sea areas of the platform were elaborated, which allows to detail prospects and target search-and-reconnaissance work based on in-depth analysis of the latest and reinterpretation of previously obtained geological materials, and evaluate their hydrocarbon potential.
Keywords: water areas of the East European Platform, the Sea of Azov-the Black Sea shelf, the Barents Sea shelf, hydrocarbon deposits, oil- and gas-bearing potential, geodynamic development.
