Враховуючи недостатню забезпеченість України власними енергетичними ресурсами, зокрема нафтою і газом, і залежність від поставок їх з-за кордону, все більшої актуальності набуває освоєння нових, слабо вивчених територій Південного нафтогазоносного регіону (Одеська, Миколаївська, Херсонська області, шельф Чорного моря).
Державою має бути передбачено проведення робіт на недостатньо вивчених перспективних площах і структурах з випереджаючими регіональними геологогеофізіческімі дослідженнями.
Обсяги достовірних запасів вуглеводнів в Україні обчислюються в 67,6 млн тонн нафти і 694,1 млрд м3 газу. При збереженні сьогоднішнього рівня видобутку, коли темпи щорічного відбору нафти становлять 5%, а газу 2,6% від величини балансових запасів, забезпеченість запасами в інтервалі часу складає: по нафті - 20 років, по газу - 40 років.
Перспективи стабілізації та нарощування видобутку нафти і газу зв'язуються з ще не розвіданими ресурсами вуглеводнів, які в надрах України оцінюються в 3,9 трлн м3 газу і 1,1 млрд тон нафти. При цьому одна третя частина нерозвіданих ресурсів газу і 19% нерозвіданих ресурсів нафти припадає на акваторії Чорного та Азовського морів.
Загальна площа українського сектора морських акваторій становить 133,7 тис. кв.км. Початкові сумарні ресурси вуглеводнів тут оцінюються в 1,5 млрд тон умовного палива.
На сьогоднішній день стан ресурсної бази з нафти і газу в Україні вкрай незадовільний, що пов'язано зі зменшенням приросту розвіданих запасів вуглеводнів, насамперед, через скорочення в цілому обсягів геологорозвідувальних робіт, переходу на розвідку глибоких (до 6000 м і понад) горизонтів на структурах з малою площею покладів. Великі й високоамплітудні структури фактично вже виявлені і розвідані. Крім того, технологія добування нафти і газу з глибокозалягаючих шарів більше трудомістка.
В основних нафтогазовидобувних регіонах України відзначається дуже високе вироблення початкових запасів на родовищах. Для нафти воно становить 73%, газу - 65%. Запаси найбільш великих нафтових і газових родовищ в даний час вироблені на 90%. До того ж 88% родовищ нафти відносяться до дуже малих. У середньому на одне таке родовище доводиться 0,25 млн тон нафти. Серед газових родовищ 43% дуже малі, із запасами газу менше 1 млрд м3. Середні запаси одного такого родовища складають 0,37 млрд м3 природного газу.
У світлі сучасних наукових уявлень та аналізу наявних геолого-геофізичних даних, розглянута територія Південного нафтогазоносного регіону (Одеська, Миколаївська, Херсонська області, шельф Чорного моря) входить до складу Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції і вважається високоперспективною в нафтогазоносному відношенні, але залишається ще слабо вивченою.
Сьогодні питання енергозабезпечення власними ресурсами особливо гостро відчувається і, у цьому зв'язку, є шлях його розв'язання, тому є вагомі геологічні передумови та потенційні можливості відкриття на півдні України середніх і великих за запасами родовищ нафти і газу.
Об'єктом даного розгляду є територія суші півдня України та суміжної акваторії Чорного моря. Адміністративно вона включає південний захід Одеської, південну частину Миколаївської та Херсонської областей (до лінії м Армянськ - р Красноперекопськ). У межах північно-західної частини Чорного моря розглядається ділянку шельфу від гирла р. Дунай до острова Зміїний і в смузі шириною 50 км вздовж узбережжя Одеської затоки і далі на схід до гирла Каркінітської затоки.
На зазначеній території виділені елементи тектонічної структури, з якими зв'язуються перспективи нафтогазоносності: південна прибортового зона Прідобруджінского прогину; південно-західна частина Східно-Європейської платформи і, зокрема Нижньо-Дністровська депресія; північний борт Причорноморської западини і її осьова частина - Каркінітської-Північнокримський прогин; Прутський виступ північній частині Добруджі.
На деяких ділянках розглянутої території з використанням експрес-технології прямих пошуків вуглеводнів геоелектричними методами виконані рекогносцирувальні геофізичні дослідження.
У південній прибортовій зоні Прідобруджінского прогину по глибинах залягання кристалічного фундаменту (3500-6000 м) поклади нафти і газу можуть міститися у вапняках середнього сармата (300-500 м), в пісковиках і органогенних вапняках (біогерми) юри (500-1300 м), в теригенних і карбонатних породах тріасу і карбону (1200-6000 м), в товщі девону (3900-5500 м), представленій вапняками, ангідриту, доломітами і пісковиками, в карбонатних породах силуру ріфогеннимі природи (4000-4700 м).
Площа Південної прибортової зони складає близько 3 900 км2, кількість відомих локальних структур - 21.
Особливої уваги заслуговують силурійські карбонатні утворення, у складі яких відомі і можуть бути зустрінуті рифогенні вапняки. Дана формація вважається основною потенційної товщею, з якою слід пов'язувати можливість формування промислових скупчень нафти. Нижньодевонськиий і кембрійський теригенні комплекси також вважаються сприятливими для формування покладів нафти і газу в пастках літолого-стратіграфічсского і тектонічно екранованого типів у межах Нижньо-Дністровської депресії. Продуктивні горизонти очікуються на глибинах 1200-3200 м. Не виключається виявлення покладів вуглеводнів у відкладеннях юри (900-1200 м) і нижньої крейди (700-900 м). Площа названої ділянки перспективної території близько 4400 км2, кількість геологічних локальних об'єктів -15.
Геоелектричними методами в 1999-2001 рр. досліджена ділянка території Одеської обл., яка примикає із заходу і півночі безпосередньо до державного кордону України з Молдовою, зі сходу обмежена Дністровським лиманом і берегом Чорного моря, а з півдня - умовною лінією на широті с. Вільне - р Арциз - с. Плахтіївка - с. Миколаївка. Площа ділянки - 3600 кв. км. Особливої уваги заслуговують силурійські утворення, у складі яких відомі рифогенні вапняки. Дана формація представляє особливий інтерес, оскільки вважається основною потенційної товщею, з якою слід пов'язувати можливість формування промислових скупчень вуглеводнів.
В якості еталонної ділянки використовувався район відомого Східно-Саратського нафтового родовища. В результаті проведених робіт на досліджуваній території були виділено п'ять нафтоперспективних ділянок. Ці аномалії, насамперед, слід пов'язувати з можливою нафтеносністю рифогених утворень силурійського віку на глибинах 1200-1400 м, а також з можливими покладами у відкладеннях нижнього девону і верхнього протерозою-кембрію. Найбільш показовою ділянкою в районі с. Стара Царичанка - с. Крива Балка. Тут зафіксована максимальна за інтенсивністю і розмірам геоелектрична аномалія. Інтервал глибин розташування нафтогазових пластів - 1200-3000 м.
Великий обсяг геоелектричних досліджень виконано в цьому районі з метою вивчення структури осадового чохла, а також рельєфу кристалічного фундаменту. Так, за даними зондувань уздовж профілю оз. Алібей - сел. Чистоводне побудований схематичний геолого-геофізичний розріз, на якому в рельєфі фундаменту виділяються структурні елементи типу грабен. Якраз в районі таких структур розташовані родовища У В (Східно-Саратське) і виявлення і закартовано геоелектричні аномалії типу "поклади".
Досить велика за площею та інтенсивності геоелектрична аномалія зафіксована також в районі сел. Маяки Одеської області. Зондуванням в центрі цієї аномалії, в інтервалі глибин 800-1200 м виділено кілька потужних аномально поляризованих пластів типу "нафтогазовий пласт".
Північний борт Причорноморської западини (Одеська, Миколаївська та Херсонська області) в тектонічному плані відповідає південній околиці Східно-Європейської платформи, яка характеризується пологим уступообразним зануренням на південь доріфейского кристалічного фундаменту до глибин 3,0-3,5 км на узбережжі Чорного моря.
Перспективи нафтогазоносності тут пов'язані з товщею мезозойських і кайнозойських відкладень в інтервалі глибин 600-3500 м. Перспективна площа даної території становить 16500 км2, кількість виявлених локальних об'єктів до 30.
У 2002 р рекогносцирувальні роботи проводилися на деяких ділянках Таврійської площі. При цьому на ряді перспективних структур, виділених за сейсмічними та іншим геофізичними даними, геоелектричними методами не встановлені геоелектричні аномалії типу "поклад". Однак, тут виявлена і закартовано Тарасівська геоелектрична аномалія типу "поклад" площею близько 12 км2. У східній частині аномалії зондуванням до глибини 1700 м в розрізі виділено ряд аномально поляризованих пластів типу "нафтогазові поклади". Найбільш представницька-Тарасівська геозлектрична аномалія типу "нафтові поклади" у Херсонській області: ефективна потужність аномальних пластів типу аномально поляризованих пластів фіксуються тут в наступних інтервалах глибин: 750-820 м; 900-1000 м; 1200-1250 м; 1500-1600 м.
У числі геологічних передумов, що визначають віднесення від ділових районів півдня Одеської, Миколаївської та Херсонської областей до високоперспективним для пошуків середніх і великих за запасами родовищ нафти і газу, слід розглядати і враховувати наступне:
1. Наявність потужної (до 8 км) товщі осадових утворень.
2. Сприятливе поєднання в геологічному розрізі порід різного літологічного складу, а також продукуючих, акумулюючих і екрануючих комплексів.
3. Встановлення промислової нафтоносності девонських ускладнень.
4. Прямі ознаки газоносності в товщі вулкагоногенно-осадових утворень пермо-тріасу і нафтоносності силурійских карбонатних порід.
5. Широкий розвиток в осадовій товщі локальних підняттів і пасток нафти і газу зонального типу (літолого-стратиграфічних і тектонічно екранованих).
6. Присутність в розрізі юри і силуру біогермів.
7. Позитивний прогноз нафтогазоносності, отриманий на ряді площ за допомогою дистанційних методів геофізичної розвідки (геоелектричні, методи становлення короткоімпульсного поля і вертикального електрорезонансного зондування ).
Прутський виступ Північної Добруджі. У тектонічному плані територія відноситься до Нижньопрутского виступу епігерцинського фундаменту Скіфської платформи, який є продовженням на північний захід складчастої зони Мечін Північної Добруджі (Румунія). Осадовий чохол представлений відкладеннями тріасу, юри, неогену (сармат, меотіс, понт, кім-мерій, куяльник) і четвертинними.
На території Ренійського району Одеської області в 2003-2004 рр. виконані геофізичні прогнозно-оціночні роботи.
Зондування в межах Котловінскої аномалії виконано до глибини 622 м. Аномально поляризовані пласти типу "нафтогазовий пласт" встановлені в інтервалі 376-589 м. На південно-західному краю Котловіпской аномалії зондування проведено на шести станціях. У розрізі юри виділено три АПП типу "нафтогазовий пласт" в інтервалі глибин 585-682 м.
У розрізі неогену (середній сармат) виявлено АПП типу "нафтогазовий пласт" в інтервалі 368-402 м.
В результаті аналізу та зіставлення даних проведених геоелектричних досліджень на Придунайської площі можна зробити висновки, що вона є перспективною для пошуків і розвідки промислових покладів нафти і газу у відкладах неогену, юри і тріасу.
Північно-західна частина Чорного моря, що примикає до берегової смуги Одеської, Миколаївської та Херсонської областей, включає зону шельфу в межах 50 км від берега.
На південному заході тут виділяється виступ Зміїний - поблизу гирла р. Дунай, включаючи острів Зміїний. В Одеській затоці в тектонічному плані знаходить своє східне продовження Придобруджинський прогин (т.зв. Криловська западина), а на північний схід від нього - Нижньо-Дністровська депресія. Зазначені структурно-тектонічні одиниці обмежуються зі сходу субмеридіональною зоною Одеського глибинного розлому.
Ділянка акваторії Чорного моря від берегової лінії на широті Білгород-Дністровського в напрямку Тендрівської затоки і південніше Тендрівської коси до гирла Каркінітської затоки відноситься до Причорноморської мелпалеогенової западини, включаючи частково її північний борт (у районі на захід від п-ва Ярилгач) і центральну осьову зону западини на північ від морських структур Голіцина і Шмідта, в напрямку до Бакальській коси і Перекопської затоки, яка отримала назву Каркінітського-Північно-кримського прогину.
На південь від Тендрівської коси, в 50 км від м Скадовськ відомі родовища газу в майкопських і газоконденсату в палеоцен-верхньокрейдяних відкладеннях на ряді локальних підняттів - Голіцина, Шмідта, Архангельського, Штормовому та ін.
На східному зануренні виступу Зміїного промислова газоносність встановлена у відкладеннях еоцену і палеоцену на структурах Одеського і Безіменного в інтервалі глибин 600-1700 м.
При бурінні глибокої свердловини - Придніпровська-2 в Одеській затоці в розрізі піщаної товщі неокома була встановлена нефтенасиченість порід легкою нафтою з інтервалі 2129-2139 м.
На Тарханкутському півострові, на Серебрянській структурі нафтові поклади розміщені у відкладеннях верхньої крейди, а поклади газу на Родніковській, Бакальскій, Міжводненській і Татьяновскій площах приурочені до нижньокрейдяних відкладень.
Площа розглянутої акваторії Чорного моря, що примикає до берегової смуги від гирла р. Дунай до гирла Каркінітської затоки, становить близько 16 000 км2. У її межах поданням сейсмічних досліджень відомо понад 50 локальних структур, при глибинах моря до 40 м. Тут поклади газу прогнозуються у відкладеннях палеогену і верхньої крейди на глибинах 600-2300 м, в нижньокрейдових породах - базальних піщаниках і органогенних вапняках на глибинах 2500-3200 м. нафтоносних може бути пов'язана з пісковиками неокома (1800-2300 м), з карбонатпо-теригенними утвореннями девону на глибинах 3500-4200 м і рифогенними відкладеннями силуру на глибинах 2500-4500 м (в районі острова Зміїного в інтервалі 700-1200 м) .
Висновки. Результати рекогносцирувальних геоелектричних досліджень на відомих родовищах і перспективних площах Причорномор'я підтверджуються неодноразово висловлені численними дослідниками припущення про перспективність Азовсько-Чорноморського регіону в плані виявлення і відкриття великих і середніх за запасами родовищ вуглеводнів. Доцільно підвищити інтенсивність пошукових геолого-геофізичних робіт на нафту і газ в цьому регіоні.
Експрес-технологія "прямих" пошуків і розвідки скупчень вуглеводнів геоелектричними методами є достатньою мірою оперативна, ефективна, економічна. Її доцільно включити в комплекс геолого-геофізичних методів пошуків і розвідки покладів вуглеводнів на території України. Вона може використовуватися як на етапі рекогносцирувальних досліджень, так і на етапах детальних пошуково-розвідувальних робіт. Її використання на нафтогазових родовищах і перспективних площах в Україні дозволить підвищити ефективність геологорозвідувального процесу пошуків і розвідки нафти і газу в цілому.
Виявлення на слабовивчених територіях Одеської, Миколаївської, Херсонської областей та прилеглої акваторії Чорного моря перспективних зон нафтегазоскупчень, відкриття в самий найближчий час великих і середніх за запасами родовищ вуглеводнів є одним із пріоритетних завдань. У цьому зв'язку необхідно сприяння органів влади в реалізації інвестиційних проектів окремих компаній за їх власні кошти з виявлення та промисловій розробці родовищ нафти і газу. Для оцінки потенційних ресурсів вуглеводнів першорядним умовою будь-якої компанії є виконання прогнозно-оцінних робіт на перспективній території прямими методами пошуків покладів нафти і газу.
Підготувала Молокова Наталія
Підготувала Молокова Наталія
Немає коментарів:
Дописати коментар
Коментарі