РОЗДІЛ 2
НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ АКВАТОРІЇ ПІВНІЧНО-ПРИЧОРНОМОРСЬКОГО ВНБ
В межах Північнопричорноморського нафтогазоносного ВНБ виділяють декілька
нафтогазоносних і перспективно—нафтогазоносних комплексів, що загалом
відповідають виділеним вище водоносним—юрський, нижньокрейдовий,
верхньокрейдовий, палеоценово-еоценовий, олігоценово-нижньоміоценовий
(майкопський) і середньоміоценово-пліоценовий. Обґрунтуванню їх
нафтогазоносності присвячена велика кількість публікацій [4, 5, 7, 17,19, 36,
37, 89, 109 – 111, 113, 116, 124, 139 та ін.].
Юрський перспективно-нафтогазоносний комплекс розповсюджений в центральній та
південній частинах Північнопричорноморського ВНБ, де відповідні відклади
розкриті на Фланговій, Прадніпровській, Десантній та Іллічівській площах, але
його промислова нафтогазоносність до цього часу в регіоні не встановлена ще
ніде (рис. 2.1). В розрізі комплексу (верхня юра) присутні вапняки, пісковики й
алевроліти з пористістю 9—25% і проникністю 91,5.10-3мкм2. В акваторії у
юрських відкладах виявлені підняття Карбишева, Сундучне, Шатського.
Нижньокрейдовий нафтогазоносний комплекс в акваторії розвіданий недостатньо.
Він розкритий свердловинами тільки на Прадніпровській, Голицинській,
Шмідтівській, Каркінітській, Іллічівській та Євпаторійській площах. Товщина
нижньокрейдових відкладів у цих свердловинах змінюється від 25 до 394 м. Неоком
— аптські породи-колектори представлені пачками пісковиків і алевролітів,
загальна кількість яких зростає на південь. Відкрита пористість
порід-колекторів коливається в дуже широких межах — від 1,8 до 29,1%,
інтерґранулярна проникність досягає 0,987 мкм2. Флюїдотривкою субрегіональною
товщею служить нижньоальбська, складена, переважно, аргілітами, зрідка
глинистими мергелями. Ширше розповсюджені субрегіональні глинисті товщі
середньоальбського та верхньої частини верхньоальбського під’ярусів. Промислова
нафтогазоносність комплекса в акваторії не встановлена.
Верхньокрейдові карбонатні та глинисто-карбонатні відклади переважно
характеризуються порово-тріщинними і порово-тріщинно-кавернозними колекторами.
Локально ці породи характеризуються хорошими ємнісно-фільтраційними
властивостями, зате часто відсутні флюїдотривкі породи. Густина вапняків і
мергелів коливається в межах 2000 – 2770 кг/м3, відкрита пористість від 0,3 до
18,9%, інтерґранулярна проникність становить 0,001,10-3, а тріщинна 10.10-3
мкм2. На шельфі розвіданий газоконденсатний поклад у маастрихтських відкладах
підняття Шмідта, де з інтервалу 2917-2982 м через 10 мм штуцер отриманий
приплив газу з дебітом 123,9 тис. м3/добу, 19,2 т/добу конденсату та 124,8
м3/добу води. Гадають, що приплив води пов‘язаний із заколонним її перетіканням
із водоносного горизонту, з глибини, орієнтовно, 3660 м. На суші у цих
відкладах розвідані невеликі поклади на Срібнянському і Октябрському нафтових
родовищах та отримані непромислові припливи на Міжводненській, Карлавській та
Родниківській площах.
З одного боку погані екрануючі властивості порід не сприяють нагромадженню й
збереженню великих газових покладів, а з іншого боку на тих ділянках акваторії,
де верхньокрейдова товща слабкотріщинувата і є флюїдотривкою, погіршуються
колекторські властивості порід. Таким чином сприятливе для
нафтогазонагромадження поєднання у розрізі верхньої крейди колекторів та
покришок в межах акваторії зустрічається рідко, у зв‘язку з чим перспективи їх
нафтогазоносності оцінюються не надто високо. Разом з тим у сеноманських
вапняках підняття Лебідь на румунському шельфі (за межами
Північнопричорноморського ВНБ ) відкриті нафтові родовища.
Палеоценово-еоценовий нафтогазоносний комплекс на північно-західному шельфі
Чорного моря відносно добре вивчений. З палеоценовими карбонатними утвореннями
пов‘язуються сподівання на відкриття нових газоконденсатних родовищ. Колектори
тіщинно-порового типу, з густиною 1270-2640 кг/м3, відкритою пористістю 1,0 –
47,8% (з переважаючими значеннями 10 – 20, місцями 25 – 30%). Інтерґранулярна
проникність вапняків дуже низька, до 1.10-3, в окремих зразках до 4,9. 10-3
мкм2. За рахунок відкритих тріщин проникність підвищується до 0,218 мкм2, але
тріщини орієнтовані вертикально, часто заповнені глинистим матеріалом або
кальцитом. Колекторами порового типу є пісковики з густиною 1680 – 2480 кг/м3,
пористістю 5,6 – 35,8%, проникністю (1–1005).10-3 мкм2. Переважають
високопористі і проникні різновиди, про що свідчать великі припливи води, які
сягають, як правило, сотень кубічних метрів за добу. З палеоценово — еоценовим
комплексом пов‘язана низка газових родовищ Рівнинного Криму. В акваторії вже
розвідано 8 газових і газоконденсатних родовищ — Голицинське,
Південноголицинське, Шмідтівське, Кримське, Архангельського, Штормове, Одеське
та Безіменне. (див. рис. 1.2 – 1.5, 2.1 – 2.3). Палеоценові вапняки на цих
родовищах перекриті потужною, від 20-30 до 150 м, екрануючою глинистою
пткришкою нижнього еоцену.
Олігоценово-нижньоміоценовий (майкопський) нафтогазоносний комплекс є
регіонально газоносним. З ним пов‘язані промислові поклади вуглеводневих газів
у Передкавказзі, на Керченському півострові та акваторіях Азовського й Чорного
морів. В межах акваторії Північнопричорноморського ВНБ у майкопському комплексі
розвідано 5 газових родовищ: Архангельського, Голицинське, Південноголицинське,
Кримське, Шмідтівське. Продуктивність комплексу залежить від наявності у
розрізі достатньо потужних і витриманих по площі прошарків або пачок
піщано-алевритових колекторів. Останні тяжіють до підошви
- Київ+380960830922