Національний університет імені Тараса Шевченка “ГЕОЛОГІЯ ТА НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ

доцент Ірина Михайлівна Байсарович

залишків древнього океану Тетіс
внутрішньоконтинентальні морські акваторії
2
Історія розвитку та

глибинна будова

Лекція 12: Геологічна будова і нафтогазоносність внутрішньоконтинентальних морських басейнів – залишків древнього океану Тетіс

План лекції

Нафтогазоносність внутрішньоконтинентальних морських басейнів –
Середземноморського, Чорного і Азовського, Каспійського, Аральського

залишків древнього океану Тетіс
План лекції
Нафтогазоносність внутрішньоконтинентальних морських басейнів –
Середземноморського,

Чорного і Азовського, Каспійського, Аральського

in Gulf of Mexico
27

залишків древнього океану Тетіс
Середземне море
Середземноморські нафтогазоносні басейни розташовуються в

західній і східній частинах Середземного моря, загальна площа якого 2,5 млн. км2. З них 529 тис. км2 доводиться на шельф (до 200 м), 531 тис. км2 на континентальний схил (від 200 до 1000 м) і 1440 тис. км2 - на глибоководні області.

залишків древнього океану Тетіс
Середземне море
У Середземноморському нафтогазоносному басейні родовища

вуглеводнів виявлені тільки на шельфі Іспанії - в Валенсийському рифті шириною до 10 км. Тут встановлено вісім нафтових родовищ в карбонатных породах пізньотріасового-ранньокрейдового віку, перекритих глинистими породами палеоцена. Родовища порівняно дрібні; запаси їх в межах перших десятків мільярдів тонн. У цей час розробляють п'ять родовищ: Ампоста-Маріно, Касабланка, Кастелон, Дорадо і Таррако з початковими запасами біля 70 млн. т нафти і 20 млрд. м3 газу. Більше за половину поточного видобутку нафти доводиться на родовище Касабланка із запасами 11,5 млн. т.

залишків древнього океану Тетіс
Середземне море
Адріатичний нафтогазоносний басейн охоплює однойменне

море і являє собою передовий прогин в системі альпійських складчастих споруд. Потужність мезо-кайнозойського осадового комплексу досягає тут 12 км. Перші газові родовища відкриті на початку 60-х років поблизу м. Равенна (Равенна-Маре, Равенна-Маре-Зюд, Порто-Корсіні-Маре і Чезатіно-Маре). Запаси родовищ 20-30 млрд. м3. Пізніше виявлені дрібні нафтові родовища. Усього на адріатичному шельфі Італії відкрито понад 40 газових родовищ з початковими доведеними запасами більше за 160 млрд. м3.
На адріатичному шельфі Югославії виявлено три газових родовища. Поклади знаходяться в пісковиках пліоцену на глибині 1-1,5 км.

залишків древнього океану Тетіс
Середземне море
Східносередземноморський (Сіцілійсько-Туніський) нафтогазоно­сний басейн розташований

на Мальтійської плиті древньої Африканської платформи і обмежений альпійськими складчастими спорудами. Осадовий чохол складений палеозойськими, мезозойськими і кайнозойскими комплексами загальною потужністю до 13 км.

залишків древнього океану Тетіс
Середземне море
На шельфі Сицилії виявлено декілька

родовищ нафти: Джела, Перла, Міла, Вега, Нілде. Поклади пов'язані з доломітом і вапняками тріасу і міоцену. Дебіти нафти до 570 т/доб, щільність 0,828-0,96 г/см3. Глибина залягання від 1524 м до 3980 м при глибині моря більше за 200 м. На шельфі Туніса виявлено декілька родовищ нафти і газу. Поклади пов’язані, в основному, з карбонатними відкладами крейди. Найбільш велике родовище Ашмардіт має запаси нафти 103 млн. т (щільність 0,882 г/см3) і газу 31 млрд. м3.Усього в Середземному морі виявлено понад 40 нафтових і 60 газових родовищ з розвіданими видобувними запасами 500 млн. т нафти і більше за 400 млрд. м3 газу. Загальний початковий вуглеводневий потенціал Середземного моря оцінюється в 1,5 млрд. т нафти і 1 трлн м3 газу, або біля 2,5 млрд. т вуглеводневої сировини.

залишків древнього океану Тетіс
Чорне і Азовське море

залишків древнього океану Тетіс
Відкриття у 60-х роках ряду родовищ вуглеводнів

у Рівнинному Криму спонукало до пошуків нафти і газу на прилеглих шельфах Чорного та Азовського морів. На початок 70-х років на північно-західному шельфі Чорного моря сейсмічними дослідженнями була підготовлена низка структура під глибоке буріння, і в 1975 р. на піднятті Голицина зі свердловини 7 отримано перший фонтан газу на Чорноморському шельфі України. У 1976 р. одержано приплив газу з свердловини 1-Північнокерченська в Азовському морі.
На сьогодні у Південному регіоні відкрито 43 родовища. 14 родовищ розміщено на акваторіях Чорного і Азовського морів.

залишків древнього океану Тетіс
Переддобрудзький прогин на сході по Одеському розлому

межує з Каркінітсько-Північнокримським грабеноподібним прогином, який охоплює значну частину північно-західного шельфу Чорного моря, Присивашшя і північні райони Рівнинного Криму.
Палеоценові та еоценові відклади складені дрібнозернистими глинистими вапняками і мергелями, товщина яких сягає 1700 м. Олігоценові та нижньоміоценові утворення на всій території Причорномор’я і Криму представлені монотонною товщею піщано-алевролітових глин майкопської світи. Товщина відкладів майкопської світи змінюється від 900-1100 м у Каркінітсько-Північнокримському до 3000-4000 м в Індольському прогинах.

залишків древнього океану Тетіс
Розріз середнього і верхнього міоцену і пліоцену

складений піщано-глинистими і карбонатними відкладами. Товщина неоген-четвертинних порід у Західному Причорномор’ї становить 200-700 м, у Каркінітсько-Північнокримському прогині – 200-600 м, а в Індольському прогині сягає 1000 м. Осадочна товща ускладнена численними різноманітними за формою (здебільшого брахіантикліналями) і розмірами (по довгій осі 2-30 км) складками, які групуються в окремі зони субширотного і широтного простягання, що локалізуються переважно в центральній і південній частинах прогину.

залишків древнього океану Тетіс
На сході Каркінітсько-Північнокримський грабен через перемичку в

районі коси Бирючої змінюється Північноазовським, який являє собою порівняно неглибоку і вузьку, різко асиметричну депресію, розміщену тільки на дорифейській кристалічній основі. Південним обмеженням цього структурного елемента є головне Азовське порушення, в якому північне крило на 300-400 м опущено відносно південного. Прогин заповнений породами крейдового і частково палеогенового віку. Їх залягання ускладнюється диз’юнктивними порушеннями з амплітудою до декількох сотень метрів, які в майкопських і більш молодих відкладах не прослідковуються. Особливістю порушень є їх “зворотньо-східчастий” характер, тобто на фоні загального моноклінального нахилу на південь більш опущеними є північні крила.

залишків древнього океану Тетіс
Утворення такої регіональної системи значних підкидів зумовлено

тангенціальним стисненням, спрямованим з півдня на північ. З південними піднятими крилами пов’язані локальні підняття, найбільш припідняті частини яких притиснені (зміщені) до диз’юнктивів. Локальні підняття не відображаються в структурі майкопських і більш молодих відкладів, що залягають моноклінально з пологим падінням на південь. Осьова зона Північноазовського прогину зміщена до південного борту, де і спостерігаються найбільші глибини залягання фундаменту (2000 м).

залишків древнього океану Тетіс
З півдня система Причорноморських прогинів обмежена зоною

виступів, фундамент яких складений складчастими породами рифейського і палеозойського віку. Це Кілійсько-Зміїнне і Чорноморське підняття, Центральнокримське мегапідняття (об’єднує Каламітське, Новоселівське і Сімферопольське підняття) і Азовський вал, який займає всю центральну частину Азовського моря. З півдня Новоселівське підняття відокремлене вузьким субширотним грабеном від Альмінської депресії, яка становитьться з крейдових і палеоген-неогенових відкладів товщиною до 2 км. Південний борт Азовського валу переходить в Південноазовський виступ – нахилену на північ монокліналь шириною від 18-20 до 40-45 км. Відносно слабозанурений Південноазовський виступ переходить дальше на півдні в глибокозанурений Індольський прогин.

залишків древнього океану Тетіс
Fig. 3.1.а Tectonic scheme of Romanian shelf

and neighboring parts of Ukraine

залишків древнього океану Тетіс
Перехід відбувається по різкій флексурі, якій у

фундаменті відповідає система крупноамплітудних (1500-2000 м) розривних порушень. Індольський прогин являє собою західну частину єдиного Індоло-Кубанського прогину і займає південну частину Азовського моря від Темрюкської протоки на сході до південної частини Арабатської стрілки на заході. Південна межа його на Керченському півострові проводиться вздовж Парпацького гребеня. Ширина найбільш зануреної частини прогину становить близько 65-70 км, а максимальна товщина осадочної товщі – 15000 м, з яких третина її припадає на відклади майкопської серії. Олігоцен-неогенові відклади південного борту прогину зім’яті в лінійні і брахіформні складки, які ускладнені діапірами і грязьовими вулканами. Північний борт западини слабо досліджений. У центральній її частині виявлені лише поодинокі підняття (Північнокерченське, Північноказантипське, Керченське та ін.) з амплітудою 50-70 м. Є підстави вважати, що в прогині можуть мати розвиток юрські і крейдові відклади, які, як відомо, виявлені на південно-західній рівнині Керченського півострова.

залишків древнього океану Тетіс
В межах північно-західного шельфу Чорного моря розвідано

родовища Голіцинське, Південноголіцинське, Шмідтівське, Штормове, Архангельське, Кримське, Одеське, Безіменне.
Основними субрегіональними покришками порових і тріщинно-порових колекторів нижньокрейдового нафтогазоносного комплексу є глинисті утворення середньоальбського і верхньої частини верхньоальбського під’ярусів і меншою мірою глинисті пачки верхнього апту.

залишків древнього океану Тетіс
Палеогеновий комплекс ділиться на дві частини: палеоцен-еоценову

і майкопську (олігоцен-нижньоміоценову). Нижня частина комплексу продуктивна на Тарханкутському півострові, де вона складена вапняками, мергелями і глинами товщиною до 1100 м. Подібний її розріз розкритий на піднятті Голицина на шельфі Чорного моря, де доказана промислова газоносність палеоценових відкладів. Більш піщаний розріз палеоцен-еоцену меншої товщини (до 500-600 м) має розвиток у районі Сивашу і в північно-західній частині Причорномор’я.

залишків древнього океану Тетіс
Майкопські піщано-глинисті породи в межах провінції мають

практично повсюдний розвиток. Промислова газоносність цих відкладів встановлена на Міжводненському, Стрілковому, Мошкарівському, Південносиваському та інших родовищах. Товщина окремих піщано-алевритових прошарків становить 10-100 м. Найбільш впевнено вони виділяються в покрівлі нижнього і середнього майкопу. Пористість колекторів змінюється від 11,7 до 39,0 %, а проникність досягає 8,2 мкм2.
Окрім вказаних регіональних нафтогазоносних комплексів, промислові поклади газу встановлені в карбонатних породах верхньої крейди (Серебрянське родовище), карбонатних утвореннях дату-палеоцену (Глібівське, Оленівське, Краснополянське, Чорноморське, Голіцинське родовища), теригенних пачках еоцену, олігоцену, міоцену і палеоцену (Фонтанівське, Джанкойське, Південносиваське, Північнокерченське, Голицинське та ін.).

залишків древнього океану Тетіс
У межах акваторій Чорного і Азовського морів

початкові ресурси вуглеводнів оцінюються високо. Основними перспективними нафтогазоносими комплексами є крейдовий і палеогеновий. Більша частина ресурсів вуглеводнів знаходиться на глибинах до 5 км при позначках моря до -5000 м. З урахуванням рифтогенної природи Чорноморської западини, значного осадочного виповнення та сприятливих термобаричних умов можна прогнозувати високі перспективи нафтогазоносності як шельфової зони, так і континентального схилу. За геофізичними даними на шельфі Чорного і Азовського морів виявлено близько 430 локальних позитивних структур, на яких можуть прогнозуватися поклади вуглеводнів.

залишків древнього океану Тетіс
Рис. 9.1. Карта-схема головних нафтогазових родовищ України.

залишків древнього океану Тетіс
Месторождения нефти: 1 – Старосамборское, 2 –

Бориславское, 3 – Долинское, 4 – Прилукское, 5 – Ниновское, 6 – Бургуватовское, 7 – Козиевское, 8 – Решетняковское, 9 – Восточно-Саратское;
Месторождения газа: 10 – Залужанское, 11 – Гриневское, 12 – Косовское, 13 – Солотвинское, 14 – Абазовское, 15 – Семенцовское, 16 – Руденковское, 17 – Перещепинское, 18 – Ефремовское, 19 – Шебелинское, 20 – Приазовское, 21 – Стрелковое, 22 – Джанкойское, 23 – Задорненское, 24 – Глебовское, 25 – Голицынское, 26 – Штормовое.
Нефтегазовые месторождения: 27 – Надворнянское, 28 – Талалаевское, 29 – Гнидинцовское, 30 – Анастасьевское, 31 – Качановское, 32 – Радченковское, 33 – Опошнянское, 34 – Дружелюбовское.

залишків древнього океану Тетіс
Каспійське море

залишків древнього океану Тетіс
Південно - Каспійський нафтогазоносний басейн охоплює південну

частину Каспію і пов'язаний з величезною депресією земної кори, що протяглася від східних відрогів Кавказу до Копетдагу на відстань 1100 км при максимальній ширині 350 км. Загальна площа провінції - 250 тис. км2, з них 145 тис. км2 приховані під водами Південного Каспію.

залишків древнього океану Тетіс
Родовища нафти і газу відкриті як на

Апшеронському, так і на Туркменському шельфах. Більшість продуктивних структур приурочена до єдиної зони антиклінальних піднять, що простяглися від Апшеронського півострова до п-ва Челекен. Усього в басейні відкрито більше за 50 нафтогазових і понад 20 газових і газоконденсатних родовищ при глибині води до 120 м.
Розробку морських родовищ на Апшеронськом шельфі ведуть зі свайних основ з 1923 р. Зараз тут пробурено понад 2 тис. морських свердловин. Найбільш відомий морський промисел - Нафтові камені.

in Gulf of Mexico
26

План лекції
Головна особливість активних окраїн – наявність активно діючої

сейсмофокальної зони, з якою пов'язана не тільки сейсмічність але
й магматична діяльність, а також складчасто-надвигові деформації
та метаморфізм

Gulf

процессов./Эволюция геологических процессов в истории Земли. – М. Наука, 1993.

-240 с.
Хаин В.Е., Божко Н.А Историческая геотектоника: Докембрий. М.: недра, 1988, 382 с.
Хаин В.Е. Эволюция геологических обстановок в истории Земли./Эволюция геологических процессов в истории Земли. – М. Наука, 1993. -240 с.
Большаков В.А. Новая концепция орбитальной теории палеоклимата. М.: 2003, 256 с.
Плейстоценовые оледенения Восточно-Европейской равнины. -М."Наука",1986. -203 с.

30

3. Загальні гігієнічні вимоги до води, яка використовується людиною

СПИСОК РЕКОМЕНДОВАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

Запитання?
32