Михайлов В.А., Курило М.В. та ін. Горючі корисні копалини України

Подождите немного. Документ загружается.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

195

міри складок становлять 5–10 км, інколи до 40 км завдовжки, їх амп-

літуди – від 50 до 600–700 м. Простягання брахіантикліналей перева-

жно субширотне, іноді північно-західне або північно-східне. Більшість

структур характеризується складною будовою завдяки наявності

диз’юнктивної тектоніки.

Орієнтація антикліналі часто підпорядкована напрямку великих

розломів, з якими вони генетично пов’язані. Кількість і амплітуди

дру-

горядних розривів збільшуються з глибиною, що придає окремим

структурам блокову будову (Карловська, Татьянівська, Октябрська).

Для деяких піднять характерне зменшення потужності окремих

стратиграфічних горизонтів до їх склепінь, в інших випадках з глиби-

ною зростає крутизна крил складок, змінюється їх конфігурація і

розміри. Інколи антиклінальна форма піднять виявляється тільки в

нижніх

горизонтах осадового чохла, іноді, навпаки, фіксується тільки

в верхній частині розрізу. Антиклінальні складки в таких випадках

переходять у структурні носи, монокліналі або синкліналі. Але більш

поширеними є наскрізні структури, які зберігають форму антикліналі

по всіх стратиграфічних комплексах осадового чохла [25].

З нормальними брахіантиклінальними складками пов’язані наф-

тогазонакопичення в межах Каркінітсько-Північнокримського

про-

гину і Азовського валу, де відомі родовища нафти Октябрське і Се-

ребрянське, газу – Архангельське, Джанкойське, Задорненське, Кі-

ровське; газоконденсату – Західно-Октябрське, Голіцинське, Карлав-

ське, Тетянівське, Оленівське, Глібівське, Чорноморське, Краснопо-

лянське та ін.

Октябрське нафтове родовище розташоване в 35 км на північ-

ний захід від м. Євпаторія на березі оз. Донузлав,

приурочене до пів-

денного борту Каркінітсько-Північнокримського прогину. Відкрито

воно у 1961 р. Всього на родовищі пробурені 16 пошукових і розвіду-

вальних свердловин: 12 – на нижньокрейдові та 6 – на сеноманські

перспективні горизонти. Підраховані запаси становлять 0,026 млн т

нафти і 15,7 млн м

газу.

Октябрська структура являє собою асиметричну брахіантикліналь

субширотного простягання розміром 5 × 1,7 км і висотою понад 500 м

(по нижньокрейдових відкладах). Кути нахилу верств на північному

крилі 12–15°, на південному – до 35°. Розміри структури по верхньо-

крейдових (сеноманських) утвореннях збільшуються до 8,8 × 2,4 км, а

висота зменшується до 320 м. Південне крило і склепіння ускладнені

сіткою розривних порушень

, що обумовило блокову будову антикліна-

лі (рис. 2.26). Розкритий свердловинами розріз представлений відкла-

дами таких стратиграфічних підрозділів (знизу):

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

196

• метаморфізовані і дислоковані породи палеозою-триасу (складчастий

фундамент Скіфської плити);

• базальні шари апту-альбу, потужністю до 60 м;

• глинисто-карбонатні породи верхньої крейди, потужністю 2000–2500

м;

• піщано-глинисті відклади палеогену-неогену.

Рис. 2.26. Родовище Октябрське, гелогічний розріз

Сумарна потужність платформного чохла сягає 2800–3200 м [31].

Продуктивний горизонт приурочений до базальних тріщинуватих

різнозернистих пісковиків, алевролітів і конгломератів барему-

нижнього апту (горизонт А-21). Поклад пластового типу, тектонічно

екранований. Нафта легка, метаново-нафтенового складу; є сумішшю

вуглеводнів, яка зберігається у рідкому стані при пластовому тиску

понад 22 МПа. В умовах атмосферного тиску 70 % цієї

рідини пере-

ходить у газову фазу (метан та його гомологи).

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

197

Породи-колектори розвинуті спорадично, мають низку ємність і

проникність. Скупчення нафти приурочено до найбільш піднятого

блока в склепінній частині брахіантикліналі. Родовище не розробля-

ється через складну геологічну будову і незначні запаси вуглеводнів.

Архангельське газове родовище розташоване на чорноморсько-

му шельфі, в 66 км від смт. Чорноморське. Продуктивні горизонти

виявлено в 1978 р.: М

-V і М-ІІІ в майкопських відкладах і N-І – в нео-

генових породах (рис. 2.27). Усього пробурені три свердловини. Стру-

ктура являє собою брахіантикліналь субширотного простягання роз-

міром 10 × 15 км, амплітудою 90 м (по ізогіпсі 915 м). Нижче за роз-

різом будова антикліналі ускладнюється розривними порушеннями.

Породи-колектори представлені переважно алевролітами. Проми-

слова газоносність пов’

язана з двома піщано-алевритовими пачка-

ми у глинистій товщі майкопу та з карбонатно-теригенними відкла-

дами середнього міоцену. Тип покладів – пластовий склепінний з

газовим режимом. Перспективним є палеоценове газоконденсатне

скупчення (горизонт П-ХІ), газ якого за фізико-хімічною характери-

стикою подібний до газу палеогенових покладів на Голіцинському,

Штормовому та Південноголіцинському

родовищах.

Архангельське родовище прийняте на Державний баланс у

1987 р., розробляється з 1992 р. Початкові видобувні запаси кате-

горій А+В+С

становлять по трьох продуктивних горизонтах 5413

млн м

газу. На родовищі експлуатується сім свердловин.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

198

P mk

Рис. 2.27. Родовище Архангельське, геологічний розріз

Нафтові та газові родовища, пов’язані з брахіантиклінальними

складками, що ускладнені грязьовим діапіризмом, поширені тіль-

ки в межах Індольського прогину на Керченському півострові.

Серед них трапляються структури діапірової та криптодіапірової

будови, для яких характерні певні морфологічні признаки, зокре-

ма наявність в ядрах складок більш давніх і значною мірою дис-

локованих

порід, ніж у її крилах; зростання потужності відкладів

на крилах в порівнянні зі склепіннями. Останні часто складно по-

будовані, в них фіксується видавлювання пластичних порід, а та-

кож розриви, до яких інколи приурочені грязьові вулкани. Склад-

ки переважно асиметричні, кути падіння їх крил до склепінних

частин різко зростають.

В Індольському прогині

до такого типу структур приурочені пе-

реважно родовища нафти (Мошкарівське, Приозерне, Владиславів-

ське, та ін.), рідше газові (Північнокерченське, Куйбишевське, Оле-

ксіївське, Придорожне) і газоконденсатні (Південносиваське, Фон-

танівське).

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

199

Причорноморсько-Кримська провінція належить до регіонів з від-

носно слабо вивченою нафтогазоносністю. На сучасному етапі основні

перспективи провінції на нафту і газ пов’язані з Каркінітсько-

Північнокримським, Переддобрудзьким, Індольським прогинами, а

також з Азовським валом. Заслуговують на особливу увагу нижньо-

крейдові, дат-палеоценові, майкопські відклади, а також докрейдові

комплекси: силурійсько-кам

’яновугільний в Західному Причорномор’ї

та тріас-юрський – в окремих районах провінції. Розвідку останнього

структурно-тектонічного поверху доцільно проводити разом з розвід-

кою вище розташованого нижньокрейдового комплексу, оскільки бу-

дова їх значною мірою подібна.

Однією з важливих пошукових ознак у межах Причорноморсько-

Кримського регіону є зони розломів. Першочерговими для нафтогазо-

пошукового буріння є ділянки вздовж зон крайових розломів Каркі-

нітсько-Північнокримського прогину й уздовж Кримського розлому,

поблизу яких вже виявлено низку промислових родовищ. Необхідно

також звернути увагу на пошукові роботи у межах північних і пів-

денних схилів Азовського серединного валу, дослідити вузли перетину

регіональних розломів субширотного орієнтування з розривними по-

рушеннями

інших напрямків.

Початкові ресурси вуглеводнів у межах акваторії Чорного і Азов-

ських морів оцінюються високо. На північно-західному шельфі крім

палеогенового і крейдового нафтогазоносних комплексів перспектив-

ними можна вважати палеозойські, тріасові, юрські відклади морсь-

кого продовження Переддобрудзького прогину. Має пошуковий інте-

рес Придунайська зона шельфу, Михайлівська депресія.

В акваторії Азовського

моря перспективними є пошуки покладів

вуглеводнів у крейдових, палеогенових і неогенових відкладах анти-

клінальних піднять в Індольському та Північно-Азовському прогинах.

Бажаним є подальше вивчення зон виклинювання крейдових і палео-

генових відкладів на схилах Азовського валу, з якими пов’язані Стріл-

кове, Морське та інші газові родовища [32].

За глибиною залягання більша

частина прогнозних ресурсів вуглево-

днів у межах акваторії приурочена до інтервалу 2000–5000 м, а за гли-

биною моря – до 100 м. З урахуванням рифтогенної природи Чорно-

морської западини, сприятливих термобаричних умов, значного осадо-

вого виповнення можна прогнозувати високі перспективи нафтогазо-

носності не тільки шельфової зони, а й континентального схилу.

Отже, в акваторіях

Чорного і Азовського морів є значні ресурси

вуглеводнів, які можна виявити, розвідати і добути з надр за умови

інтенсифікації робіт по їх засвоєнню.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

200

Газогідрати метану в Чорному морі

Проблема газогідратів – важливе питання сучасної геології. Остан-

німи роками у світі активно розробляються енергозберігаючі техноло-

гії, здійснюються пошуки й освоєння альтернативних джерел енергії.

Особливе місце в переліку нетрадиційних джерел вуглеводнів займа-

ють газогідрати. Відкриті ще у 1810 р., вони довгий час залишалися

маловивченою хімічною сполукою.

У природних умовах поклади газогідратів вперше

були виявлені на

початку 60-х р. ХХ ст. в Арктичному секторі Західно-Сибирського ба-

сейну. Проблему газогідратних покладів у земній корі вперше теоре-

тично розробили радянські геологі А.А. Трофимук, Н.В. Черський,

Ю.Ф. Макогон та ін. Результатом цих робіт стало відкриття першого в

світі газогідратного родовища – Месояхського (Росія). У

подальшому

були встановлені основні закономірності утворення і розміщення по-

кладів газогідратів, їх особливості та перспективи використання.

У хімічному відношенні газогідрати – це кристалічні тверді сполуки

води з газами. В загальній хімії вони називаються клатратами.

Останні є кристалічними комплексами, в яких гратка води в твердо-

му стані утворює порожнини, що можуть заповнятися

молекулами га-

зів, у природі – передусім метаном. Таким чином, газогідрат є поєд-

нанням 6–8 молекул води і однієї молекули метану, який знаходиться

там у дуже стисненому стані (до 25 МПа). 1 м

газогідрату – «горючого

льоду» – вміщує 180–200 м

газу [34]. Крім метану в невеликих кілько-

стях присутні етан, пропан, бутан, СО

, Н

, О

, N

. У більшості газогі-

дратних проявів вміст метану сягає 95–97 %.

Газогідрати, приурочені до континентальних і острівних схилів, підні-

жжя, глибоководних ділянок внутрішніх морів Світового океану, де

пов’язані з підводними грязьовими вулканами. На суші найсприятливіші

умови для їх утворення зафіксовані під зонами багаторічної мерзлоти.

Існує декілька моделей формування газогідратних покладів: крио-

генна,

евстатична, седиментаційна, фільтрогенна, діагенетична. Всі

вони засновані на припущенні, що газогідрати утворилися за рахунок

газів при розкладанні похованої органічної речовини – «біогазу», або в

результаті розвантаження глибинних газових чи нафтових родовищ,

які своєю чергою формуються також за традиційною схемою органіч-

ного походження вуглеводневих родовищ.

Газ глибинних відкладів і «біогаз» відіграють відповідну роль

при

формуванні газогідратів, однак тільки альтернативна гіпотеза підтоку

глибинних флюїдів повністю вирішує проблему первинного джерела

газів, які формують газогідратні поклади за сприятливих термобари-

чних умов і відповідної геологічної ситуації: наявності потужного по-

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

201

криву неконсолідованих осадів, достатньої їх пористості, насиченості

водою, легкої проникності [6]. Каналами надходження флюїдів є гли-

бинні розломи – ослаблені зони, які періодично відновлюються.

У цьому відношенні басейн Чорного моря є сприятливим регіоном,

де присутні всі фактори, що забезпечують формування газогідратів.

Метановий газогідрат утворюється з чистого метану у присутності

води при температурі +3°С

і тиску 2МПа. Ці параметри відповідають

глибинам Чорного моря 200 і більше метрів. Суміш вуглеводнів, яка

за складом є природним газом, за такої самої температурі утворює

клатрат вже в разі тиску 0,5 МПа (глибина моря приблизно 50 м) [21].

У разі підвищення температури до 10°С, початок процесу гідратоут-

ворення із чистого метану та води

зміщується в область тисків вище 7

МПа, а за температури 20°С – більше 20 Мпа.

За таких граничних умов зниження тиску або підвищення темпе-

ратури призведуть до «танення» газогідрату і виділення вільного ме-

тану як у водну товщу, так і в осадовий покрив. Причому для зни-

ження тиску достатньо порушення суцільності газогідратних покладів

за

рахунок таких явищ, як підводні зсуви та землетруси, що широко

розвинуті у межах Чорноморського басейну.

Таким чином, газогідратні поклади, що утворилися в умовах грани-

чного існування, перебувають у метастабільному стані і їхнє руйнуван-

ня під впливом природних факторів супроводжується появою потоків

метану. Такі потоки вже достатньо давно відомі в Мексиканській

за-

тоці, Ангольській улоговині, Персидській затоці та інших районах Сві-

тового океану. Повною мірою це явище стосується також і Чорного мо-

ря, яке характеризується підвищеною газовіддачею морського дна.

Одним із проявів такої газовіддачі є газові факели, локалізовані по пе-

риферії Чорного моря: на болгарському шельфі, у південно-західній ча-

стині, на

керченському шельфі, вздовж берегів Кавказу.

Глибини поширення газових факелів – від 5 до 700 м, висота – до

100–200 м. Більшість їх не доходить до поверхні води і розпилюється,

але відомі випадки катастрофічних викидів газу у вигляді стовпів по-

лум’я, спалахів і хмар, що горять. На керченсько-таманському шельфі

більшість газових факелів приурочені до

вершин позитивних струк-

тур неогенового і майкопського структурних поверхів [33].

Отже, в акваторії Чорного моря фіксується певна зональність:

центральна глибоководна частина моря вміщує газогідрати, по пери-

ферії локалізовані факели газу.

Макроскопічно чорноморські газогідрати – льодоподібні кристаліти,

дрібні стягнення в напіврідких мулах, снігоподібні виділення в поро-

жнинах мулів. Потужність осадів, що вміщують газогідратні

поклади,

сягає 400–500 м, до 800–1000 м [18]. Осади, насичені газогідратом на

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

202

65–75 %, утворюють практично непроникний шар для газів, що над-

ходять з надр, який є ідеальною літологічною покришкою. Нижче

останньої нагромаджуються підгідратні поклади газу.

Більшість знахідок газогідратів приурочені у Чорному морі до ви-

кидів грязьових вулканів, що є своєрідними проявами діапірової тек-

тоніки. У зв’язку з цим до перспективних районів на

пошуки газогід-

ратів можна віднести зони поширення діапірових структур, передусім

ускладнених грязьовими вулканами, райони материкового схилу від

глибин 700–800 м до його підніжжя, конуси виносу річок, зони су-

спензійних потоків і зсувів тощо [18]. Найсприятливішими для пошу-

ків газогідратів структурами Чорного моря є западина Сорокіна, Туа-

псінський прогин і Західно-Чорноморська улоговина [33].

Потенційні

ресурси покладів газогідратів Чорного моря оцінюються

від 20–25 до 42–49 трлн м

[5, 18], проте їх вивчення знаходиться на

початкових стадіях і об’єм ресурсів є приблизним. Практичне значен-

ня газогідратів як вуглеводневої сировини значною мірою визнача-

ється технічними можливостями їх освоєння. Методи розробки газогі-

дратних родовищ ґрунтуються на загальному принципі переведення

газу з гідратів у вільний стан безпосередньо у родовищі завдяки де-

стабілізації

гідратів шляхом зниження тиску в газогідратній зоні або

термічній дії шляхом нагнітання гарячого повітря [12].

Наразі розробка газогідратних родовищ вважається нерентабель-

ною, проте є країни (США, Японія, Росія, Індія та ін.), які вже зараз

займаються питаннями їх освоєння. Газогідрати, навіть за найниж-

чими оцінками їх ресурсів – це практично невичерпний резерв чистої

вуглеводневої

сировини.

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

203

Запитання та завдання для самоперевірки

1. Назвіть основні нафтогазоносні провінції України.

2. Охарактеризуйте Карпатську нафтогазоносну провінцію.

3. Назвіть основні родовища нафти і газу Карпатської провінції.

4. Охарактеризуйте геологічну будову Передкарпатської нафтогазо-

носної області.

5. З якими комплексами порід пов’язані нафтогазові родовища Пе-

редкарпатської області?

6. Надайте порівняльну характеристику Більче-Волицького, Дашав-

ського і Бориславського

родовищ.

7. Назвіть родовища вуглеводнів Закарпатської газоносної області.

8. Охарактеризуйте перспективи Волино-Подільської НГО.

9. Надайте загальну характеристику Дніпровсько-Донецької нафто-

газової області (ДДНГО).

10. Коли були відкриті перші поклади нафти і газу ДДНГО?

11. Якими породними комплексами складена ДДНГО?

12. Охарактеризуйте тектонічну будову ДДНГО?

13. Назвіть основні стадії розвитку ДДНГО

14. З чим пов’язана нафтогазоносність ДДНГО?

15. Назвіть основні продуктивні нафтогазоносні комплекси ДДНГО.

16. Охарактеризуйте регіональні флюїдоупори ДДНГО.

17. Назвіть характерні риси фазового складу та типові фізико-хімічні

властивості вуглеводнів ДДНГО.

18. Які гідрогеологічні умови притаманні ДДНГО?

19. Назвіть основні морфологічні типи пасток вуглеводнів ДДНГО.

20. У чому полягають

особливості нафтогазогеологічного районування

ДДНГО.

21. Охарактеризуйте запаси і ресурси вуглеводнів ДДНГО.

22. Наведіть приклади родовищ ДДНГО.

23. Надайте порівняльну характеристику Шебелинського і Леляківсь-

кого родовищ.

24. Охарактеризуйте геологічну будову Причорноморсько-Кримської

нафтогазоносної провінції.

25. Охарактеризуйте основні нафтогазоносні комплекси Причорно-

морсько-Кримської нафтогазоносної провінції.

26. Наведіть приклади родовищ Причорноморсько-Кримської нафто-

газоносної провінції.

27. Чи є перспективи нарощування мінерально-сировинної бази вугле-

воднів Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції?

28. Що ви знаєте про проблему газогідратів метану в донних відкла-

дах Чорного моря?

Розділ 2. Нафтогазоносні провінції України

204

Література

1. Атлас родовищ нафти і газу України: В 6 т. / Ред. М.М. Іванюта,

В.О. Федишин, Б.І. Денега та ін. – Львів: УНГА, 1998.

2. Блоковая тектоника кристаллического фундамента Днепровско-

Донецкого авлакоген (в связи с нефтегазоносностью) / Чебаненко

И.И., Чекунов А.В., Клочко В.П. и др. – К.: Наук. думка, 1991.

Бондаренко В.Г., Скорик А.М., Ухань В.І. Карбонати палеозою За-

хідного Причорномор’я та північно-західної частини шельфу Чор-

ного моря: перспективи нафтогазоносності // Мін. ресурси Украї-

ни, 2006. – № 4. – С. 43–44.

4. Вакарчук С.Г. Геологія, літологія і фації карбонатних відкладів ві-

зейського ярусу центральної частини Дніпрово-Донецької запади-

ни в

зв’язку з нафтогазоносністю. – Чернігів, 2003.

5. Василев А., Димитров Л. Оценка пространственного распределе-

ния и запасов газогидратов в Черном море // Геология и геофи-

зика, 2002. – 43, № 7. – С. 672–684.

6. Геворкьян В.Х. Альтернативные ресурсы энергетического сырья

Украины – газогидраты углеводородных газов Чорного моря //

Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморско-

Каспийского региона. – Симферополь, 2002.

7. Геология и нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины.

Глубинные разломы и комбинированные нефтегазоносные ловуш-

ки / Гавриш В.К., Недовшовенко А.И., Рябчун Л.И. и др. – К.: На-

ук. думка, 1991.

8. Геология и нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины.

Методика изучения глубинных структур и нефтегазоносности /

Гавриш В.К., Соллогуб В.Б., Недошовенко А.И. и др. – К.: Наук.

думка, 1987.

9. Геология и нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины.

Нефтегазоносность / Кабышев Б.П., Шпак П.Ф., Билык О.Д. и др.

– К.: Наук. думка, 1989. .

10. Геология и нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины.

Стратиграфия / Айзенверг Д.Е., Берченко, О.И., Бражникова Н.Е.

и др. – К.: Наук. думка, 1988.

11. Гладун В.В. Напрямки, об’єкти і прогноз обсягів нафтогазопошу-

кових і розвідувальних робіт в ДДЗ // Нафтова і газова промис-

ловість, 2006. – № 2. – С. 10–15.

12. Глумов И.Ф., Глумов А.И., Казмин Ю.Б., Юбко В.М. Газовые гид-

раты Мирового океана // Геология и полезные ископаемые Миро-

вого океана, 2005. – № 2. – С. 30–40.