Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности северного Причерноморья и северо-западного Приазовья
М.С. БУРШТАР, И.Ф. КЛИТОЧЕНКО
Рассматриваемая часть Причерноморской впадины расположена в пределах территории, ограниченной с севера линией выходов кристаллических пород Азово-Подольского массива, на юге - линией, проходящей через Новоселовское - Джанкой; западная граница проходит по меридиану г. Херсон, восточная - по меридиану г. Жданов.
В течение последнего десятилетия геологические исследования на этой обширной территории проводились в весьма незначительных объемах. Редкие глубокие скважины пробурены лишь в восточных районах, а геофизическими съемками покрыта незначительная по площади территория. Между тем имеющиеся (хотя и скудные) геологические данные показывают, что районы Причерноморской впадины заслуживают серьезного внимания.
Осадочный покров, представленный мезокайнозойским комплексом пород, в северной части рассматриваемой территории залегает на докембрийском, а в южной - на герцинском складчатом фундаменте.
В пределах Крымского полуострова к субгерцинской платформе относится территория его равнинной части. Северная граница герцинского фундамента проходит примерно по широте г. Херсон, и далее на востоке она предположительно выходит в район северо-западной части Азовского моря (рис. 1).
Докембрийские кристаллические породы установлены в различных пунктах северной части рассматриваемой территории. На крайнем севере они выходят на поверхность, а на юге вскрываются скважинами главным образом в Приазовском районе (Ново-Алексеевская скв. 4, Акимовская скв. 40, Чкаловская скв. 2 и др.).
О строении герцинского фундамента можно судить лишь по скважинам, пробуренным в Степном Крыму. Здесь на Зуйской и Новоселовской площадях колонковыми и роторными скважинами. на различных глубинах от 200 до 1300 м вскрыты метаморфизованные и дислоцированные породы палеозойского возраста, представленные кристаллическими известняками, сланцами, эффузивными и интрузивными породами.
В различных районах на фундамент ложатся различные по возрасту отложения. Так, в районах, расположенных к востоку от Херсона, на фундамент налегают отложения эоцена. Южнее под эоценом залегает мощная толща мезозойских отложений, частично перекрытых палеоценом, общей мощностью не менее 3000 м. В равнинной части Крыма на фундаменте залегают отложения нижнего мела.
В северной части территории фундамент погружается на юг под углами 1-2°. Наиболее погруженной частью фундамента являются территория Присивашья и запад-северо-западная часть Приазовья. Отсюда поверхность фундамента испытывает подъем в южном направлении и уже в равнинной части Крыма на Новоселовской и Зуйской площадях вскрывается разведочными и структурными скважинами на сравнительно небольших глубинах.
Рассматриваемая территория представляет собой область сравнительно молодых опусканий, начавшихся, по-видимому, с юрского времени. Наиболее интенсивное прогибание имело место в меловую эпоху и продолжалось в третичное время, о чем свидетельствуют мощные толщи осадков палеогена и неогена в осевой части впадины.
Анализ данных бурения и сейсмических исследований позволил составить общую схему строения поверхности фундамента изучаемой территории. Данные магнитометрии и гравиметрии в совокупности с данными глубокого бурения и сейсмических исследований были использованы для выявления основных черт морфологии крупных структурных элементов фундамента и выяснения тектонических взаимоотношений между ними.
Анализ сейсмических данных, основанный на изучении общих закономерностей соотношения стратиграфических комплексов, в совокупности с материалами глубокого бурения позволил с небольшими погрешностями установить положение отражающих горизонтов, расположенных в непосредственной близости от поверхности фундамента.
Изучение имеющихся данных показало, что рельеф поверхности складчатого основания имеет сложно расчлененный характер с амплитудами колебаний, достигающими 3000 м и более (рис. 1).
В северной части территории поверхность фундамента постепенно с некоторыми незначительными структурными осложнениями погружается на юг.
В западной части герцинского участка платформы к востоку от Херсона выделяется субмеридиональный выступ, характеризующийся по сейсмическим данным амплитудой около 1500 м. Он хорошо выражен и на карте магнитных аномалий, где входит в систему региональной магнитной аномалийной зоны Криворожья, простирающейся вдоль р. Ингулец.
В пределах средней части Присивашья выделяется крупных размеров субмеридиональный выступ с абсолютными отметками минус 2000-3000 м, разделяющий территорию Присивашья на две части, погруженные относительно выступа более чем на 1000 м. Обе погруженные зоны соединяются на юге узким желобом.
Если западная впадина открывается на юго-запад в Каркинитский залив, то восточная, наоборот, представляет собой замкнутую впадину. Подъем поверхности фундамента в сторону сводовой части выступа обусловливает выклинивание слоев нижней части разреза юрских отложений, очевидно, тоар-ааленской толщи.
К югу от Сивашей фундамент испытывает постепенный подъем. В пределах северной и центральной частей Степного Крыма отметки фундамента достигают минус 3000 м. На западе Крымской части платформы выделяется широтный выступ фундамента, отражающийся в вышележащем осадочном комплексе в виде крупного Новоселовского поднятия, вытянутого в широтном направлении. В сводовой части этого поднятия отметки фундамента по данным бурения составляют приблизительно минус 1000 м. Южный склон поднятия крутой (до 30°), северный-пологий. Южный склон переходит в северный борт Альминской впадины.
В восточной части Крымского полуострова выделяется глубокая Индольская впадина, являющаяся юго-западным замыканием обширной Азово-Кубанской депрессии. Фундамент здесь достигает отметок минус 3500-6500 м. Максимально прогнутая часть ее примыкает к южной части Арабатской стрелки.
Таким образом, совокупность данных глубокого бурения и геофизических исследований показала, что фундаментом платформенного осадочного покрова Причерноморской впадины служат докембрийские кристаллические породы в северной части и дислоцированные метаморфизованные палеозойские породы в южной части с сильно расчлененным рельефом поверхности в основном тектонического происхождения. В результате проведенных работ выяснилось, что ряд крупных погребенных структурных элементов фундамента не отражается в структурном плане вышележащих мезозойских и кайнозойских отложений.
Равновозрастные комплексы осадочных пород постепенно снизу вверх сглаживают расчлененную поверхность фундамента, и характер последней в верхней части осадочной толщи почти не проявляется.
Формирование изучаемой части Причерноморской впадины началось, очевидно, в юрское время (тоар аален?). Дифференцированные тектонические подвижки обусловили неравномерное развитие различных частей впадины, а следовательно, и условий осадконакопления.
В западной части рассматриваемой территории газопроявления связаны в основном с песчано-глинистыми отложениями сармата.
Газопроявления в меловых отложениях зафиксированы в 1929 г. в балке Терноватой, где при бурении скважины наблюдались интенсивные газопроявления из интервала 170-217 м, представленного в верхней части писчим мелом, а в нижней - плотными песчанистыми пестроцветными глинами.
Отсутствие глубоких поисковых скважин в западной части территории и в районе северного Присивашья не позволяет охарактеризовать газонефтеносность разреза донеогеновых отложений.
Наибольший интерес е точки зрения выяснения перспектив газонефтеносности представляют результаты бурения и испытания разведочных скважин, пробуренных в восточной части Присивашья и смежных районах Приазовья.
В глубоких поисковых скважинах Александровского и Чкаловского районов в низах третичного комплекса, а также в мезозойских отложениях отмечено наличие битумов, а в пластовых водах нафтеновых кислот и незначительного количества растворенных углеводородных газов. Содержание битумов колеблется в пределах от 0,05 до 1,5%. Количество метана, растворенного в пластовой воде, достигает 3%. Высшие углеводороды встречаются только в виде следов (нафтеновые кислоты в пластовых водах составляют 0,5-0,6 мг-экв).
Первая глубокая скважина на этой территории была заложена в с. Степановка (скв. 1-Р) Приазовского района. Она прошла весь комплекс третичных отложений и на глубине 819,6 м была остановлена в меловых отложениях. Наличие битумов в этой скважине было установлено в интервале 622-623 м (мел). Кроме того, газовым каротажем во всей толще вскрытой части меловых отложений были обнаружены горючие газы. Выше по разрезу в палеогеновых слоях были встречены небольшие газовые скопления, установлена также газоносность и сармата.
В 1948 г. в с. Чкалово была заложена другая глубокая скв. 2-Р; на глубине 650 м она вскрыла докембрийские кристаллические породы. При опробовании были получены отрицательные результаты. Но в 1948 г. после остановки бурения скважины произошло открытое фонтанирование: в течение 12 час. бил газо-водяной фонтан. Прекращение фонтанирования произошло вследствие образования песчаной пробки. Газ горючий, 98,5% метана со следами тяжелых, углеводородов. Местоположение газоносного интервала в разрезе установить не удалось, но выброшенные обломки гранита позволяют судить о том, что газовый выброс произошел из нижней части разреза, предположительно из интервала 617- 652,5 м. При испытании в августе 1949 г. во время оттартывания из интервала 597-610 м был извлечен среднезернистый песок с содержанием нефти до 0,87%. Пласт песка мощностью 13 м залегает под толщей спонголита (опоковидного трепела).
Этот же пласт предположительно относимый к нижнему мелу (по нашим данным к байосу), содержащий сильно минерализованную воду, встречен и в других скважинах: к юго-западу от с. Чкалово в скв. 4/10 в интервале 693,2-715 и к северо-востоку в скв. 3/5 в интервале 482-499 м. По данным Е.И. Моркон вода, встреченная в нефтеносном песке, сильно минерализованная удельного веса 1,08; в ней содержится Сl' более 25 г/л, SO4" от 10 до 100 мг/л, жесткость общая свыше 30°. В интервале 550-555 м также встречена минерализованная вода удельного веса 1,017.
Кроме химического состава вод, косвенными признаками газонефтеносности является наличие битумов в ряде образцов пород мезозойских и третичных (палеогеновых) отложений.
В скв. 6/20-Р во время бурения на глубине 536-537 м отмечались пузырьки газа о пленками нефти. При испытании других скважин этого района из различных интервалов наблюдались слабые газопроявления.
Районы восточного Присивашья по сравнению с Чкаловеким и Александровским районами Приазовья находятся в более благоприятных геологических условиях: увеличивается мощность и улучшаются коллекторские свойства нижнетретичных и особенно мезозойских слоев (районы: Ново-Алексеевка, Ново-Дмитриевка, Ново-Троицкое). Из пробуренных разведочных скважин наиболее интересна Ново-Алексеевская скв. 1, где на глубине 2588-2660 м была встречена пачка песчаников и песков с прослоями глин. Верхняя часть этой пачки на протяжении 20 м пропитана жидкой газированной нефтью. Однако неудовлетворительное опробование не дало положительных результатов. Песчаники обладают высокой пористостью и проницаемостью. В некоторых пропластках встречены битумы, содержание которых достигает в отдельных случаях 0,4%. В интервале 2720-2660 м встречены битуминозные глины с пропластками темно-серых песчаников, содержащих гальку.
Анализ имеющихся данных по районам Присивашья и Приазовья показывает, что перспективными с точки зрения нефтегазоности могут являться отдельные стратиграфические комплексы как мезозойских, так и третичных отложений.
В нижней части разреза мезозойских отложений (очевидно, тоар-аален, байос) содержится ряд песчаных горизонтов, обладающих достаточно хорошей проницаемостью не только для газа, но и для нефти. Верхняя часть этих отложений при достаточном их развитии является обычно мощной пачкой глин или аргиллитов, которая может служить хорошей покрышкой в случае наличия залежей нефти или газа.
Залегающая выше пачка песков мощностью 40-50 м относится нами условно к средней юре (байос).
Данные по Чкаловской скв. 2-Р (интервал 597-610 м), а также установленная региональная нефгегазоносность отложений байоса в восточном Предкавказье позволяют предположить возможное наличие промышленных скоплений нефти и газа и в рассматриваемых районах. Следует заметить, что перспективность этих отложений больше в погруженных районах, чем в северном Присивашье, где у этой пачки отсутствует глинистая покрышка.
Выше залегает пачка переслаивания, состоящая в основном из песчаных разностей (пески глинистые) мощностью 50-60 м (Cr1apt+alb), содержащая хорошие коллекторы. Наличие газопроявлений (скв. 6/20-Р в интервале 535-537,5 м), мощная глинистая покрышка (200-300 м), а также установленная региональная промышленная газоносность этих отложений в аналогичных геологических условиях восточного Предкавказья (Промысловое, Олейниково) позволяют выделить эту пачку в качестве перспективного объекта для поисков газовых залежей.
Следует отметить, что при более полном развитии апт-нижнеальбской пачки в ее кровле сохраняется (скв. 1-Р, Ново-Алексеевка, интервал 2590-2600 м) пачка песчаников, обладающая хорошими коллекторскими свойствами, что делает эту пачку возможно нефтеносной.
Верхнемеловые отложения представлены преимущественно карбонатными породами, в основном плотными и плохо проницаемыми, и поэтому вряд ли они в большинстве своем могут представлять интерес для поисков нефти и газа. В то же время пористость турона в Ново-Алексеевском районе достигает 12,7-13,6%.
Коллекторские свойства палеоценовых отложений, пройденных скв. Р-1 на Ново-Алексеевской площади, не определялись. Однако они могут содержать хорошие коллекторы, что подтверждается каротажной характеристикой.
Определенные перспективы могут быть у верхов эоцена (Pg2) благодаря наличию в них довольно значительного количества песчаных прослоев в глинистой толще. По-видимому, песчанистость этой толщи растет на запад, где она достигает значительной величины (скважины Одесско-Николаевского района). Мощность этой пачки в западных районах составляет 100-150 м при глубине залегания от 200 до 400 м.
На север от района Ново-Алексеевской скв. 3 и в пределах Александровско-Чкаловского района эта пачка отсутствует. В других же районах эта пачка, перекрытая глинистыми слоями низов олигоцена (Ново-Алексеевские, Одесско-Николаевские, Джанкойская и другие скважины), может представлять интерес в отношении нефтеносности.
Анализ имеющихся материалов позволил в основных чертах осветить историю формирования современной структуры и выделить благоприятные для газонефтенакопления зоны.
Ранние (палеозойские) этапы формирования докембрийской и герцинской частей Причерноморской впадины резко отличаются друг от друга.
Если докембрийский участок в палеозое уже представлял собой платформенную область, то герцинский участок испытывал еще геосинклинальную фазу развития. Только в конце палеозоя южный участок консолидировался и причленился к докембрийской платформе.
Начиная с мезозоя, по-видимому, с тоар-ааленского времени, вся эта территория в целом являлась частью Русской платформы.
Предбайосский этап развития рассматриваемого отрезка Причерноморской впадины отмечается лишь в пределах герцинской платформы. Ряд районов (Ново-Алексеевская, Каркинитская и Никольская впадины) испытывает в это время интенсивное прогибание, благодаря которому накапливаются мощные толщи осадков. В то же время на приподнятых участках герцинской платформы (в пределах выступов северного крыла впадины и большей части Степного Крыма) подбайосские отложения отсутствуют.
В предаптский этап происходит тектоническая дифференциация впадины. Этот этап характеризуется либо слабыми тенденциями прогибания в пределах северного крыла, либо подъема южного крыла в пределах равнинной части Крыма. Крымская часть платформы сходна по своей истории формирования со Ставропольским поднятием, которое в предаптский этап представляло собой сушу.
В течение меловой эпохи происходят опускание впадины и накопление мощных толщ песчано-глинистых отложений в нижнемеловое и карбонатных в верхнемеловое время. В тектоническом отношении впадина в это время приобретает довольно устойчивый характер.
В конце верхнего мела происходит подъем рассматриваемой территории и она становится сушей. Континентальный перерыв, однако, длится непродолжительное время, так как сохраняется почти полный разрез верхнемеловых отложений.
В палеогене трансгрессия постепенно захватывает не только территорию развития меловых отложений, но и продвигается далеко на север в пределы докембрийской платформы, где эоцен ложится прямо на фундамент.
Максимальные мощности палеогена наблюдаются в осевой части впадины.
В неогене в отличие от предшествующих геологических эпох тектонические тенденции, сопровождавшиеся незначительными по амплитуде тектоническими подвижками различных знаков, более устойчивы. Следует лишь отметить предкараганский этап, характеризующийся интенсивностью движений, благодаря которым караган трансгрессивно налегает на различные горизонты более древних толщ.
Различные режимы колебательных движений обусловили различные геологические условия формирования зон нефтегазонакопления; границы последних, очевидно, проходят по системам разломов, с которыми обычно связываются зоны развития локальных структурных форм. Такие зоны, по-видимому, следует искать в пределах склонов выступов герцинского складчатого основания (Присивашский, Виноградовский, восточнее Херсона, и Новоселовский выступы). Кроме того, развитие местных поднятий не исключено и в окраинных частях Индольской и Альминской впадин.
Время формирования этих структурных поднятий связано, вероятнее всего, с предбайосским и предкараганским этапами тектогенеза, благодаря чему наиболее перспективными могут являться отложения тоар-аалена, байоса (?), верхов эоцена, низов олигоцена и миоцена.
Геолого-тектонические условия формирования на рассматриваемой территории залежей, связанных с зонами выклинивания и несогласного перекрытия, являются также благоприятными.
Наличие мощных песчаных и карбонатных коллекторов в юрских, меловых и третичных отложениях, выклинивающихся в сторону Украинского щита и выступов герцинского фундамента, указывает на возможное обнаружение многочисленных ловушек для нефти и газа.
Так, на юге Украины в сторону щита выклиниваются тоар-ааленские и байосские (?) отложения, в сторону Присивашского и Виноградовского выступов - подбайосские отложения. Выклинивание этих же отложений, видимо, происходит и по окраинам Индольской впадины.
Несмотря на то, что в пределах части Причерноморский впадины, заключенной между Днепром и р. Молочная, был проведен значительный объем геологических и геофизических исследований, здесь до сих пор не было выявлено ни одного структурного поднятия. Поэтому особого внимания в этих районах заслуживают поиски стратиграфических зон нефтегазонакопления.
Несколько иные геологические условия характерны для районов, расположенных к востоку от р. Молочная, между Азовским выступом докембрийского фундамента и Керченским полуостровом. Большая опущенная часть этой территории находится под водами Азовского моря.
Сочленение Азовского выступа фундамента с впадиной осуществляется посредством сброса значительной амплитуды. Опускание впадины, очевидно, проходило по древнему разлому или системе разломов и сопровождалось подвижками и нарушениями в осадочном комплексе, способствовавшими миграции углеводородов. В связи с этим особый интерес для поисков как газовых, так и нефтяных залежей представляют районы северо-западной части Азовского моря (северная часть Арабатской стрелки, полуостров Бирючий и косы Обиточная и Бердянская).
Исходя из особенностей тектонического строения рассматриваемой территории и истории формирования отдельных ее участков, составлена схема перспектив газонефтеносности, на которой выделены зоны, представляющие интерес для поисков залежей нефти и газа (рис. 2).
С целью решения основных задач по выяснению геологического строения глубинных частей впадины и газонефтеносности мезозойских и третичных отложений на данном этапе потребуются бурение сети глубоких поисковых скважин и проведение региональных сейсмических профилей КМПВ по заданным направлениям. Кроме того, необходимы детальные магнитометрические и гравиметрические исследования.
Совокупность перечисленных методов позволит изучить крупные погребенные структурные элементы, выяснить строение поверхности складчатого основания, проследить отдельные границы внутри осадочной толщи и т. д.
Для изучения перспектив нефтегазоносности районов Причерноморья и Приазовья разведочные организации Украины наметили на 1957 г. бурение профилей глубинных и колонковых скважин по линиям Скадовск-Цюрупинск и Армянск-Каховка.
Очевидно, целесообразно заложить также несколько скважин, запроектировав их до технически доступной глубины, в районах населенных пунктов Сивашское, Благодатное, в северной части Арабатской стрелки, на о. Бирючий и на косе Бердянская.
Особое место в геологическом изучении рассматриваемых районов должно быть отведено детальным сейсмическим исследованиям.
Ближайшая задача нефтяников Украины - осуществить намеченный план бурения и геофизических исследований с тем, чтобы открыть в северном Причерноморье и северо-западном Приазовье новые нефтегазоносные районы.
ВНИГНИ, Объединение «Укрнефть»
Рис. 1. Схематическая карта глубин поверхности фундамента. (Сост. М. С, Бурштар.)
Шкала глубин: 1-от 0 до 1000 м; 2 - от 1000 до 2000 м; 3 -от 2000 до 3000 м; 4-от 3000 до 4000 м; 5 свыше 4000 м; в-отметки фундамента по сейсмическим данным; 7 - роторные скважины, вскрывшие фундамент; 8-колонковые скважины, вскрывшие фундамент; 9-предполагаемая южная граница докембрийского фундамента.
Рис. 2. Схематическая карта перспектив газонефтеносности Причерноморья. (Сост. М.С. Бурштар и И.Ф. Клиточенко.)
1-палеоген, мел; 2-палеоген, мел, юра; 3-мел.