|
© Коллектив авторов, 2000 |
РАСШИРЕНИЕ ПОТЕНЦИАЛА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АКВАТОРИЙ ЧЕРНОГО И АЗОВСКОГО МОРЕЙ
Н.И. Евдощук (Комитет Украины по вопросам геологии и использования недр), Н.К. Ильницкий, П.Н. Мельничук (ГАО "Черноморнефтегаз"), В.П. Клочко (Институт геологических наук НАН Украины)
Главным фактором развития нефтяной и газовой промышленности Украины является наращивание ресурсной базы. Основные перспективы открытия месторождений нефти и газа связаны с новыми направлениями геологоразведочных работ. Так, особый интерес представляет территория северо-западного шельфа Черного моря и акватории Азовского моря, в основу изучения которой легли как теоретические исследования, так и последние геолого-геофизические наблюдения (Довжок Е.М., Бялюк Б.О., Клочко В.П., Чебаненко И.И. и др., 1995; Довжок Е.М., Шпак П.Ф., Бялюк Б.О., Ильницкий Н.К. и др., 1995; Евдощук Н.И., 1997, 1998).
Начальные прогнозные ресурсы УВ акватории Азовского моря составляют 343,8 млн. т усл. топлива.
Повышенное внимание вызывают зоны территориальной концентрации малоразмерных нефтегазоконденсатных месторождений, которые по своей нефтегазогеологической сущности являются агрегативным (групповым) типом крупных или средних по запасам месторождений Украины (Довжок Е.М., Бялюк Б.О., Клочко В.П., Чебаненко И.И. и др., 1995; Довжок Е.М., Шпак П.Ф., Бялюк Б.О., Ильницкий Н.К. и др., 1995).
В акваториях Черного и Азовского морей прогнозируются также крупные и средние месторождения УВ (Евдощук Н.И., 1997, 1998). Целесообразно изучение зон концентрации месторождений УВ и нефтегазоперспективных объектов с позиций разломно-блоковой тектоники, которые выделены в этом нефтегазоперспективном районе, где до настоящего времени выявлялись относительно небольшие по запасам месторождения. В то же время значительный нефтегазоносный потенциал этой территории позволяет открыть целый ряд месторождений УВ - от крупных до мелких (Довжок Е.М., Шпак П.Ф., Бялюк Б.О., Ильницкий Н.К. и др., 1995; Довжок Е.М., Бялюк Б.О., Клочко В.П., Чебаненко И.И. и др., 1995; Евдощук Н.И., 1997, 1998). Исследуемая территория включает 35 зон концентрации нефтегазоперспективных УВ-объектов, где сосредоточено 80 % всех структур и открытых месторождений УВ.
Научное обоснование направлений поисково-разведочных работ и практические рекомендации (Довжок Е.М., Шпак П.Ф., Бялюк Б.О., Ильницкий Н.К. и др., 1995; Довжок Е.М., Бялюк Б.О., Клочко В.П., Чебаненко И.И. и др., 1995) по их реализации позволили в 1997-1998 гг. пополнить ресурсную базу Украины.
Результатом практического внедрения программы освоения УВ-ресурсов украинского сектора Черного и Азовского морей является открытие двух новых месторождений: Северо-Казантипского (Азовское море) и Безымянного(Черное море), а также новой газоконденсатной залежи на месторождении Шмидта.
Северо-Казантипское газоконденсатное месторождение.
Протяженным субширотным поднятием Скифской платформы - Азовским валом - осадочный чехол территории акватории Азовского моря делится на Северо-Азовский и Индоло-Кубанский прогибы. Западная часть последнего, сформировавшаяся в майкопское время, находится в пределах акватории Азовского моря и суши Керченского полуострова. Прогиб в виде синклинальной зоны занимает промежуточное положение между Азовским и Керченским антиклинорными поднятиями и выполнен в основном олигоцен-неогеновыми образованиями. Глубина залегания складчатого фундамента оценивается приблизительно в 8 км, а толщина майкопских отложений достигает 5 км.
В пределах Индоло-Кубанского прогиба по кровле тортона и май-копа подготовлены к глубокому бурению четыре структуры: Северо-Казантипская, Восточно-Казантипская, Северо-Керченская и Северо-Булганакская. Структурные построения детального масштаба по отдельным отражающим горизонтам в среднем и нижнем Майкопе не проводились.
Возможность открытия газоносных залежей в неструктурных условиях северного борта Индоло-Кубанского прогиба была обоснована региональными сейсмическими профилями, переинтерпретацией существующего материала и фактическими результатами испытания скважин.
На Северо-Казантипской структуре пробурено три скважины (рис. 1, рис. 2). В скв. 1 и 2 выполнены работы по испытанию перспективных горизонтов, в результате которых открыты три газоконденсатные залежи в породах верхнего Майкопа. Скв. 3 находится в испытании. Скв. 1 пробурена до глубины 1115 м, продуктивный горизонт испытан в интервале 1026-1112 м, где получен промышленный приток газа дебитом 84,5 тыс.м3/сут на 9,3-мм штуцере. Скв. 2 при фактической глубине 1400 м разбурены два дополнительных продуктивных горизонта, из которых получены промышленные притоки газоконденсатной смеси дебитом от 56 до 91 тыс.м3/сут.
Скв. 3 фактической глубиной 260 м, пробуренная в 1999 г., вскрыла породы неогена и Майкопа (верхний и средний), где по данным геофизических исследований скважин подтверждено наличие трех верхних горизонтов антиклинального типа и дополнительно установлены еще три перспективных горизонта, связанных со стратиграфическим выклиниванием майкопских отложений.
Олигоцен-нижнемиоценовые отложения (майкопские) сложены глинами с пачками алевролитов песчанистых и песчаников. Пласты-коллекторы имеют пористость 19-29 % и проницаемость (9-3450) * 10-15 м2.
Расчеты показывают, что запасы газа Северо-Казантипского месторождения составляют до 40 млрд м3.
Перспективы наращивания ресурсной базы Индоло-Кубанского прогиба связаны с продолжением поисково-разведочного бурения в пределах антиклинальных структур верхнего Майкопа, а также с изучением распространения неструктурных ловушек среднего и нижнего Майкопа.
Таким образом, в акватории Азовского моря впервые открыто крупное газоконденсатное месторождение, которое, несомненно, повлияет на дальнейшее развитие геологоразведочных работ на нефть и газ в этом районе.
Безымянное газовое месторождение размещено в северо-западной части шельфа Черного моря. Глубина моря в районе месторождения 37-39 м. В тектоническом плане месторождение приурочено к западной центриклинали Каркинитско-Северо-Крымского мелового-палеогенового прогиба (по Б.М. Полухтовичу). По данным ГАО "Черноморнефтегаз" оно находится в пределах северо-восточного склона Килийско-Змеиного поднятия. Безымянная структура подготовлена к глубокому бурению по нижнепалеоценовым и среднеэоценовым отложениям сейсмическими исследованиями МСГТ в 1996 г. По горизонту IIIa (кровля палеогена) поднятие представляет собой брахиантиклиналь, нарушенную разломами северо-западного простирания (рис. 3, рис. 4). Размеры поднятия по замкнутой изогипсе -1175 м - 6,5x3,0 км, амплитуда - 25 м, площадь - 14,6 км2, ресурсы - 2,92 млрд м3 газа.
Поисковое бурение на Безымянной структуре началось в 1997 г. Глубина скважин, м: 1 - 1185, 2 - 2258, 3 - 2055. Газонасыщенные пласты выделены в отложениях среднего эоцена и нижнего палеоцена. В результате опробования известняков нижнего палеоцена в скв. 1, 2 и 3 получены притоки газа соответственно 98,49; 78,6 и 96,1 тыс.м3/сут. Содержание метана в газе - 94,6-95,6 %, этана + высш. - 1,7-2,9 %. Пластовое давление на глубине 1081 м (скв. 1) - 11,72 МПа. Коэффициент аномальности - 1,08.
Залежь газа, выявленная в отложениях нижнего палеоцена, относится к пластово-сводовому типу. Газоводяной контакт не вскрыт. Широтным нарушением, которое пройдено скв. 3, структура разделена на два блока - южный и северный. Амплитуда нарушения - 8-10 м и в северо-западной части затухает. При испытании отложений среднего эоцена в скв. 1 (997-1008 м) и скв. 2 (1005-1009 м) получены притоки УВ-газа соответственно 145,9 и 110,8 тыс. м3/сут (10,2-мм штуцер). Содержание метана в газе - 96,4-96,8 %, этана + высш. - 0,45-0,57 %. Пластовое давление на глубине 1007 м (скв. 2) - 10,48 МПа, коэффициент аномальности - 1,04. В скв. 3 при испытании интервала 1026-1033 м получен приток пластовой воды дебитом 17 м3/сут. Минерализация - 7,9-75,0 мг/л, тип воды хлоркальциевый. Получение воды закономерно потому, что в скв. 3 отложения среднего эоцена вскрыты ниже газоводяного контакта. Залежь газа в отложениях эоцена относится к массивному типу. Запасы газа по категориям C1 + C2 по обеим залежам составляют 3262 млн. м3.
Суммируя приведенные данные, можно сделать однозначный вывод - акватории Черного и Азовского морей в украинской экономической зоне благодаря открытию Северо-Казантипского и Безымянного месторождений имеют значительный подтвержденный нефтегазоносный потенциал. Необходимо продолжить фундаментальные и практические исследования строения и нефтегазоносности этого, без сомнения, высокоперспективного района.
The principal factor of Ukraine's oil and gas industry development is an increment of resource base. Main prospects of oil and gas fields discovery are associated with new exploration trends. Of particular interest is a territory of north-western shelf of Black Sea and offshore Azov Sea. Offshore Black and Azov Seas within the Ukrainian economic zone owing to discovery of North Kazantipskoye and Bezymianoye fields have a significant confirmed oil and gas potential. It is necessary to continue fundamental and practical investigations of structure and oil and gas potential of this, beyond a doubt, high promising area.
Рис. 1. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ ВЕРХНЕГО МАЙКОПА СЕВЕРО-КАЗАНТИПСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1 - сейсмические профили; 2 - изогипсы отражающего горизонта IA, м; 3 - тектоническое нарушение: а - установленное, 6 - предполагаемое; 4 - скважина: а - проектная поисковая, б - поисковая, подлежащая ликвидации (числитель - номер скважины, знаменатель - глубина)
Рис. 2. ОБЗОРНАЯ КАРТА ЮЖНОЙ ЧАСТИ ИНДОЛО-КУБАНСКОГО ПРОГИБА
Месторождения: 1 - газовые и газоконденсатные, 2 - нефтяные (1 - Семеновское, 2 - Акташское, 5 - Войковское, 6 - Борзовское, 7 - Старотитаровское), 2 - нефтяные (3 - Северо-Казантипское, 4 - Северо-Керченское); 3 - границы тектонических элементов (I - Среднеазовское поднятие, II - Индоло-Кубанский прогиб)
Рис. 3. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ НИЖНЕГО ПАЛЕОЦЕНА БЕЗЫМЯННОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
