Оценка углеводородного потенциала Крымского полуострова: состояние и перспективы

Самсонов Р.О.; Карпушин М.Ю.; Крылов О.В.; Суслова А.А.; Колесникова Т.О.; Стафеев А.Н.; Сауткин Р.С.; Краснова Е.А.; Шитова Я.А.

2023. Т. 25. № 2. С. 64-74 УДК 553.982

Оценка углеводородного потенциала Крымского полуострова:

состояние и перспективы

P.O. Самсонов,М.Ю. Карпушин, О.В. Крылов, A.A. Суслова*, Т.О. Колесникова, А.Н. Стафеев,

P.C. Сауткин, Е.А. Краснова, Я.А. Шитова

Московский государственныйуниверситет имениМ.В. Ломоносова,Москва, Россия

В настоящее время на территории Крыма расположено 36 месторождений углеводородов: 12 месторождений природного газа, 9 - нефти, 4 - нефтегазовых, 2 - нефтегазоконденсатных и 9 - газового конденсата. Несмотря на то, что многие месторождения являются небольшими по запасам углеводородов и некоторые из них уже разрабатывались, необходимо пересмотреть их потенциал и оценить возможность ввода в эксплуатацию. Во второй половине XX в. комплексные поисково-разведочные работы были практически полностью прекращены из-за выявленных незначительных запасов углеводородов на разбуренных структурах. Применение современных технологий и подходов позволит открыть новые ресурсы углеводородов, которые остаются неразведанными, особенно в нижних стратиграфических комплексах. Большая часть ловушек мезозойско-кайнозойского разреза связана с различными разломными нарушениями, которые затрудняют открытие крупных залежей. Проведенное бассейновое моделирование показало потенциал и недостаточный учет вклада более глубоких пермско-триасовых и юрских толщ в формирование современных скоплений углеводородов. Правильная постановка геологоразведочных задач и проведение современных региональных и в последующем локальных сейсморазведочных работ значительно повысят возможности открытия новых месторождений углеводородов.

Ключевые слова: Крымский полуостров, нефтегазоносность, моделирование, нефтегазоматеринская толща, месторождения углеводородов, глубокие горизонты

Для цитирования: Самсонов P.O., Карпушин М.Ю., Крылов О.В., Суслова A.A., Колесникова Т.О., Стафеев А.Н., Сауткин P.C., Краснова Е.А., Шитова Я.А. (2023). Оценка углеводородного потенциала Крымского полуострова: состояние и перспективы. Георесурсы, 25(2), с. 64-74. https://doi.org/10.18599/grs.2023.2.5

ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESURSY ОБЗОРНАЯ СТАТЬЯ

DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2023.2.5

grW\

Введение

Изучение нефтегазоносного потенциала Крымского полуострова, особенно его сухопутной части, прекращается примерно в конце 60-х - начале 70-х годов XX в. Последние 50 лет геологоразведочные работы практически не производились, велась только масштабная разработка в основном уже открытых нефтяных месторождений различными частными компаниями, в том числе с иностранным капиталом. Все заключения о сегодняшнем нефтегазоносном потенциале мы можем основывать лишь на комплексных работах, проведенных до 70-х годов и ранее. Весь материал, использованный в настоящей статье для оценки потенциала Крымского региона, взят из различных региональных геологических фондов. Изучены уже открытые месторождения углеводородов, свойства их пород-коллекторов и флюидов. Составлены региональные разрезы, проанализированы свойства не-фтематеринских толщ, их генерационная способность, проведено региональное бассейновое моделирование. Большой энергетический потенциал и значительный прирост запасов связывают с реализацией шельфовых проектов Азовского и Черного морей. Следует уделить особое внимание оценке уже разведанных в 70-х годах

Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)

XX в. месторождений на суше, их доразведке с применением современных технологий для выявления новых интервалов нефтегазоносности, а также рассмотрению возможности снижения водоотдачи за счет пересмотра геологических моделей и оптимизации схем разработки.

Несмотря на более чем 100-летнее изучение, геология Крыма, и особенно его горной части, еще не достаточно ясна. Изучение сложно построенного региона является важной задачей для реконструкции и понимания нефтегазоносности региона.

Современная нефтегазоносность Крымского региона

В Крыму месторождения нефти, газа и конденсата обнаружены на Керченском полуострове, в пределах центральной части равнинного Крыма, на Тарханкутском полуострове и в других частях (рис. 1). На шельфе Черного и в акватории Азовского моря, а также на суше Крымского полуострова расположены одно газоконденсатное, одно нефтегазоконденсатное, одно нефтяное и четыре газовых месторождений, причем одно из газовых месторождений переведено в подземное хранилище газа (ПХГ).

Всю сухопутную часть территории Республики Крым можно разделить на три нефтегазоносные области: Причерноморско-Крымская (запад и центральная часть равнинного Крыма), Западно-Предкавказская и Западно-Кубанская. Каждая из областей имеет свою геологическую специфику и разные оценки ресурсного потенциала.

SCIEHTIFICAND TECHNICAL JOURNAL

GEDRESURSY www.geors.ru

Рис. 1. Месторождения Крымского полуострова и его шельфа

Изученный интервал нефтегазоносности приурочен к мел-кайнозойским отложениям (рис. 2), основные известные нефтематеринские толщи также отмечаются в этом же стратиграфическом диапазоне (табл. 1).

Для оценки перспектив нефтегазоносности проведено бассейновое моделирование по двум региональным 20-профилям: I-I' и II-II'. Положения профилей показаны на рис. 3. Профили простираются с юга на север и пересекают основные структурные элементы (рис. 3-5).

Для достоверного расчета тепловых характеристик модели проведена ее калибровка по замеренным температурам и давлениям скважин, расположенных в Индоло-Кубанском и Сивашском прогибах (рис. 6).

Моделирование позволило оценить степень зрелости нефтематеринских пород в разных структурно-тектонических зонах (рис. 7). Наибольшей зрелости породы достигают в Индоло-Кубанском прогибе, который, по всей видимости, является основным очагом генерации углеводородов в регионе. В наиболее глубокопогружен-ных зонах все нефтегазоматеринские породы от мела до миоцена вышли из главной зоны нефтеобразования (ГЗН) и вошли в главную зону газообразования (ГЗГ) (рис. 8), то есть на данный момент генерируют газовые углеводороды. Этим фактом можно объяснить то, что количество газовых месторождений в регионе преобладает. В Сивашском прогибе практически все меловые нефтегазоматеринские толщи вошли в ГЗН, а аптские нефтегазоматеринские породы только начали входить в ГЗГ (рис. 9). В пределах Азово-Майкопской системы поднятий все нефтематеринские толщи находятся в главной зоне нефтеобразования (рис. 10), то есть в данный момент генерируют нефтяные углеводороды. Большинство нефтематеринских пород в пределах Молдавско-Северо-Черноморской системы прогибов являются незрелыми, однако в западной части меловые нефтематеринские породы могут входить в ГЗН, где они наиболее погружены (рис. 11).

В целом нефтегазоносность отмечена практически по всему разрезу мел-кайнозойского осадочного чехла. Промышленные залежи нефти и газа установлены:

• в базальных алевро-песчаниках нижнего мела (Октябрьская, Татьяновская площади);

• в вулканогенно-кластических породах среднего и нижней части верхнего альба (Западно-Октябрьская, Задорненская площади и др.);

• в вулканогенно-терригенных отложениях верхней части альба и нижней части сеномана (Татьяновская площадь);

• в карбонатных породах верхнего мела: сеноманский ярус (Карлавская, Родниковская, Октябрьская, Меж-водненская площади идр.);

• в карбонатных породах верхнего мела: коньякский ярус и нижняя часть сантонского яруса (Серебрян-ская площадь);

• в карбонатных породах верхнего мела: сантонский и кампанский ярусы (Межводненская площадь);

• в карбонатных породах верхнего мела: маастрихтский ярус (Бакальская площадь);

• в карбонатных отложениях палеоцена (Глебовская, Оленевская, Краснополянская, Кировская, Черноморская, Северо-Серебрянская, Голицинская площади и др.);

• в терригенных толщах эоцена, олигоцена, миоцена и плиоцена (Фонтановская, Джанкойская, Куйбышевская, Южно-Сивашская, Северо-Керченская, Белокаменная, Голицинская, Славянская, Мысовая площади и др.).

Наибольшие скопления на доступных глубинах установлены в отложениях майкопской свиты. На глубинах более 1 км майкопская свита, помимо общеизвестных свойств нефтематеринской толщи и покрышки, может также проявлять и коллекторские свойства (Ульмасвай и др., 2016).

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ

Неогеновая

(N1

Палеогеновая

(Рд)

Меловая (К)

Юрская

N.

рдУм, Рд2 рд1-2

Ра',+к2

■),+т3

Залежи, проявления: ж нефтяные газовые • нефтегазоконденсатные о газоконденсатные л нефтегазовые Тип коллектора: |!1||8 поровый трещинный смешанный 1111111 отсутствие отложений

Распространение нефти и газа по разрезу отложений Равнинного Крыма, Северного Причерноморья-Приазовья и Керченского полуострова

Равнинный Крым

Северное Причерноморье-Приазовье

Керченский полуостров

Район

эт-Игп

Рас.

2. Распределение открытых и предполагаемых к открытию залежей углеводородов по разрезу и площади (составлено по (Богаец А.Т., Шестопал Б.А. и др., 1973)

с дополнениями)

НГМТ ТОС0, % HI0, мг УВ/г Сорг Тип Кинетический спектр

Юг Центр Север Юг Центр Север ОВ

p3-NlMt 2% до 1% 350 300 II-III Pepper&Corvi(1995)_TIII(DE)

до 1,5-2% 350 300 II-III Pepper&Corvi(1995)_TIII(DE)

K2 до 1% 0,7% 0,7% 350 250 250 II-III Pepper&Corvi(1995)_TIII(DE)

Klal 1, до 1,5-2% 1% 1% 450 350 II Pepper&Corvi(1995)_TII(B)

K1ap 2% 2-3% 1% 400 450 350 II Pepper&Corvi(1995)_TII(B)

Табл. 1. Основные характеристики нефтегазоматеринских пород Крыма (по данным (Шестопал, 1975;Дистанова, 2007; Пешков и др., 2016))

Стоит обратить особое внимание на майкопские отложения, приуроченные к Сивашскому прогибу, где они находятся гипсометрически выше, чем в Индоло-Кубанском прогибе, и, соответственно, миграция сгенерированных углеводородов майкопскими нефтематеринскими толщами идет вверх по восстанию слоев в сторону Азово-Майкопской системы поднятий и далее в северном направлении (рис. 12). Так, на Джанкойском месторождении в майкопских песчано-алевритовых трещинно-поровых коллекторах обнаружено четыре газоносных горизонта (336-525, 849-892, 627-655, 523-560 м).

Результаты моделирования профиля показали I-I' генерацию и начало аккумуляции в отложениях нижнего мела (рис. 13). Однако большая часть углеводородов осталась в наиболее погруженной части Сивашского прогиба, где заполнены локальные антиклинальные структуры на глубинах около 4 км. Наблюдается в основном латеральная миграция углеводородов вдоль пластов. В южном направлении отмечается и вертикальная миграция вверх

по разрезу, в результате которой произошло заполнение небольших структурных ловушек мела и структурно-литологических ловушек мел-палеогена на глубинах от 1до2 км.

В числе потенциально нефтегазоносных толщ следует рассматривать терригенные отложения пермо-триаса, широко представленные в основании мезозойского осадочного комплекса (Казанцев, 1982). Например, в Предкавказье из аналогичных отложений получены притоки газа на Каневской, Староминской и Челбасанской площадях. В пределах Симферопольского поднятия, в окрестностях г. Симферополя на Белоглинской площади в мелких скважинах № 6, 7 и 10 на глубинах 268-350 м из пород нижнего мела и юры при бурении отмечалось газирование. Кроме того, в скв. № 6 в этом же диапазоне наблюдалась пленка нефти. Поскольку чехол мел-неогеновых пород здесь незначительный (до 100-500 м), углеводороды, скорее всего, на этих глубинах могут быть связаны с нижележащими более древними палеозой-юрскими

Рис. 3. Положение профилей, по которым было проведено региональное бассейновое 20-моделирование формирования углеводородов

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ

Каламитско-Новоселковская система поднятий

Сивашский прогиб

Молдавско-Северо-Черноморская система прогибов ^

Терригенные породы

I I Аргиллиты (>75%) Аргиллиты (>45%), ' * алевролиты,песчаники I—- Алевролиты (>60%).

'-' аргиллиты, песчаники

I | Алевролиты (>45%),

Условные обозначения

Карбонатные породы

I I Известняки (>80%)

Г-1 Известняки (>60%)

i i Глинистые и;

аргиллиты, п I I Песчаники (>75%)

I-. Песчаники (>50%),

'-' алевролиты, аргиллиты

I—и Глинистые песчаники (>50%).

1 аргиллиты, алевролиты, гравий |—д Конгломераты, галька, гравий, песчаники, примесь п пород

и мергели

[^Н Глинистые и; СИ Мергели (>70%)

Мергели и аргиллиты Вулканогенно-осадочные породы

| | Туфы (<50%), аргиллиты.

магматические породы I I Туфы (>50%). терригенные породы

Рис. 4. Профиль показано нарис.

1—Г: верхний профиль — стратиграфическая модель; нижний профиль — литологическая модель (положение профиля . 3

Рис. 5. Профиль П—П': верхний профиль — стратиграфическая модель; нижний профиль — литологическая модель (положение профиля показано нарис. 3

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

отложениями, слагающими свод Симферопольской антиклинали. Существуют и другие описания нефтегазопро-явлений, но они не всегда четко привязаны на местности.

Не стоит исключать из рассмотрения и более глубо-копогруженные (8-10 км) палеозойские комплексы отложений. В мезозойском осадочном комплексе отмечаются многочисленные олистолитовые глыбы каменноуголь-но-пермского возраста. Они могут быть свидетельством

присутствия полого-складчатого, возможно, локально метаморфизированного палеозойского комплекса отложений. В пользу того, что палеозойский комплекс не сильно метаморфизован и в нем могли сохраниться все свойства нефтематеринских пород, свидетельствуют и сами олистолиты, внутренняя структура которых часто не нарушена и в которых сохранены определимые палеонтологические формы. Аналогичные палеозойские

SCIEHTIFICAND TECHNICAL JOORNAL

GEDRESURSY

Рис. 6. Калибровочные графики соответствия замеренных температур и давлений, снятых со скважин Индоло-Кубанского (1) и Сивашского прогибов (2, 3),расчетным показателям модели (по (Богаец и др., 1973))

комплексы также выделяются и в восточном продолжении субширотных структур в Предкавказье. Как известно, на западе в Преддобружье с палеозойскими отложениями связаны основные перспективны нефтегазоносности.

Достоверно датированные образования палеозойского возраста известны в пределах западной (Тарханкутское и Новоселовское поднятия, северный борт Альминского прогиба) и в центральной (Симферопольское поднятие) областях Крыма. Кровля палеозойских образований по данным бурения встречена в интервале глубин от 325 м

(скв. 753, Симферопольское поднятие) до 1760 м (скв. 321 Новоселовское поднятие). Как правило, они представлены сланцами кремнисто-глинистыми (тальково-хлорито-выми) с прожилками кальцита и известняками серыми, плотными, мраморовидными с прослоями аргиллитов, песчаников и конгломератов. Вскрытая мощность оценивается от 15 до 1198 м (Гордиевич и др., 1963).

Несмотря на то, что палеозойский комплекс сильно погружен и в качестве первоочередного объекта для выяв-ления ловушек его рассматривать пока не стоит, все же он

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕОРЕСУРСЫ

Рис. 7. Профили, отражающие индекс трансформации (ТР, % ') органического вещества нефтематеринских пород по площади. Верхний профиль соответствуетрегиональному!—!', нижний —11—11'

юо 50 о

Время, млн лет

Рис. 8. Катагенетическая преобразованность нефтематеринских пород от времени (Ро, %) в пределах Индоло-Кубанского прогиба

Время, млн лет

Рис. 9. Катагенетическая преобразованность нефтематеринских пород от времени (Ро, %) в пределах Сивашского прогиба

требует более детального изучения с точки зрения наличия и распространения нефтематеринских толщ, которые могли бы генерировать в течение разных периодов развития бассейна, формировать залежи, которые, в свою очередь, могли впоследствии переформироваться. Например, в породах горного Крыма отмечаются нефте- и газопроявления в ряде скважин (Ялтинская-1, Алуштинская 2-А, 8, 9, 12,

Планерские и др.) и в естественных выходах (источник Аджи-Су). Они могут быть рассмотрены как свидетельства наличия возможных залежей углеводородов на глубине (под аллохтоном горного Крыма), поступающих вверх по многочисленным трещинным зонам (Казанцев, 1982). В олистолитах позднепермских биогермных известняков казанского яруса, которыми сложен остров в центральной

SCIEHTIFICAND TECHNICAL JOORNAL

GEDRESURSY

100 50 0

Время, млн лет

Рис.10. Катагенетическая преобразованность нефтематеринских пород от времени (Ро, %) в пределахАзово-Майкопской системы поднятий

юо 50 о

Время, млн лет

Рис. 11. Катагенетическая преобразованность нефтематеринских пород от времени (Ро, %) в пределах западной Молдавско-Севе-ро-Чернаморской системы прогибов (врайоне профиля I—I')

части Симферопольского водохранилища, обнаружены редкие мелкие примазки и стяжения битума-антраксолита. Отдельные разности каменноугольно-пермских известняков в глыбах Симферопольского меланжа имеют темный цвет и характерный запах при раскалывании (Юдин, 2003).

Помимо палеозойских олистолитов, выделяется также серия юрских преимущественно карбонатного состава. Согласно проведенному анализу сейсморазведочных данных и материалов бурения в Юго-Западном Крыму крупные олистолиты верхнеюрских известняков есть не только у поверхности, но и в самой глинистой толще матрикса олистостромы. Ассоциация трещинных коллекторов в известняках и глинистой покрышки при благоприятных условиях может рассматриваться как новый структурно-литологический тип ловушки, более вероятный в восточной части Предгорного Крыма (Юдин, 1997).

В равнинной части Крыма юрские отложения приурочены к Новоселовскому, Симферопольскому поднятиям и северной части Альминского прогиба (Сакская структура), а также установлены в районе г. Феодосии (Шубинская, Тамбовская, Видненская, Гончаровская площади). По своему составу это глинистые, иногда углистые сланцы с прослоями известняков (рифовых в районе г. Феодосии), аргиллитов, песчаников, конгломератов с дайками и пластами габбро-долерита. В верхней части юрского разреза встречены красноцветные глины и песчаники, которые, скорее всего, являются корой выветривания. Мощность вскрытых отложений в западной части равнинного Крыма меняется от 18 м (скв. 1023, с. Белоглинка) до 543 м

(скв. 643, Сакская структура) (Гордиевич и др.,1963), и значительно увеличивается в восточной, по сути, предгорной части от 455 м (скв. 1, Тамбовская площадь) до 1040 м (скв. 5, Гончаровская площадь) (Самарский и др., 1982). Интервал глубин вскрытия кровли также значительно варьирует от 120 м в пределах Симферопольского поднятия до 4073 м в районе Тамбовской площади (Самарский и др., 1982).

Отметим, что на территории Крымского полуострова встречаются многочисленные надвиговые структуры, с которыми могут быть развиты ловушки на различных структурных уровнях.

В акваториальной части Азовского и Черноморского шельфов в качестве перспективных интервалов стоит рассматривать палеоцен-миоценовые отложения, для которых уже установлено наличие нефтегазоносных комплексов. Так, начиная с 1975 года, в пределах Западно-Черноморского шельфа Крыма открыто восемь месторождений углеводородов: два газоконденсатных (Голицинское и Штормовое) и шесть газовых (Одесское, Безымянное, Южно-Голицинское, Шмидтовское, Архангельское и Крымское) (Минеральные ресурсы..., 2001).

Заключение

Крымский регион обладает значительным потенциалом, с точки зрения открытия новых месторождений. Основные ресурсы связываются с экваториальным сектором, при этом стоит также провести пересмотр и переоценку сухопутных активов. Постановка региональных

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ

Рис. 12. Результаты моделирования профиля II—II': на верхнем профиле показано углеводородное насыщение (%); на нижнем — на-правлениемиграцииуглеводородов (положение профиля показано на рис. 3)

Рис. 13. Результаты моделирования профиля I—I': на верхнем профиле показано углеводородное насыщение (%); на нижнем — на-правлениемиграцииуглеводородов (положение профиля показано на рис. 3)

геологоразведочных работ в регионе крайне необходима для полноценного обеспечения как собственных энергетических потребностей, так и для реализации нефтепродуктов на экспорт. Одним из потенциальных направлений использования добываемого сырья является производство масел, в том числе продуктов перегонки нафтеновых нефтей. Наличие развитой транспортной инфраструктуры, горнодобывающей промышленности, сельского хозяйства позволяют рассматривать различные способы использования природного газа, добываемого на малых месторождениях.

Литература

Богаец А.Т., Шестопал Б.А., Захарчук С.М., Бойчук Г.В., Савицына A.A., Столяр Л.Н., Вартанова В.А., Меннес М.А., Самарский А.Д. (1973). Тектоника, коллекторские свойства и нефтегазоносность мезозойских отложений Крыма и Присивашья. Львов: УкрНИГРИ, 228 с.

Дистанова Л.Р. (2007). Геохимия органического вещества эоценовых отложений (на примере кумской свиты Крымско-Кавказского региона): Автореф. дис. канд. геол.-минерал. наук. М.: МГУ, 27 с.

Казанцев Ю.В. (1982). Тектоника Крыма. М.: Наука, 112 с.

Пешков Г.А., Барабанов H.H., Большакова М.А., Бордунов С.И., Копаевич Л.Ф., Никишин A.M. (2016). Нефтегазоматеринский потенциал кумских отложений в Бахчисарайском районе Крыма. Вестник Московского Университета, Серия 4. Геология, 2, с. 44-51.

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

GEDRESURSY

Ульмасвай Ф.С., Добрынина С.А., Козлов A.B. (2016). Изучение скоплений углеводородов полуострова Крым. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, (1). https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2016-13.artl2

ХмараЯ.А., Хлебников А.Н., Иванова В.Д., Дякович П.И., Капинос H.H. (2001). Минеральные ресурсы Крыма и прилегающей акватории Черного и Азовского морей: Атлас. Сборник «Вопросы развития Крыма». Симферополь: Таврия-Плюс, 80 с.

Шестопал Б.А. (1975). Нефтегазообразование в нижнемеловых отложениях Равнинного Крыма в связи сихкатагенезом. Геология нефти и газа, (7), с. 38-43.

Юдин В.В. (1997) Структурные предпосылки нефтегазоносности Крыма. Геология нефти и газа, (7), с. 8-12.

Юдин В.В. (2003). Потенциально нефтегазоносные структуры Предгорного Крыма. Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморско-Каспийского региона: Сб. докл. IVМежд. конф. Крым-2002. Симферополь, с. 271-279.

Сведения об авторах

Роман Олегович Самсонов - доктор техн.наук, ведущий научный сотрудник, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова