Класс бассейна:
Возраст бассейна: Очень древний - Протеразойский
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 60907.9 км²
Причерноморско-Крымская нефтегазоносная область
Причерноморско-Крымская нефтегазоносная область расположена в пределах Каркинитско-Северо-Крымского прогиба, выполненного преимущественно образованиями мелового и палеогенового возраста. Фундамент залегает на глубине до 7 — 8 км. Главным продуктивным газоносным и газоконденсатным комплексом яв ляется палеогеновый (майкопские и палеоценовые отложения).
Рис. 1. Обзорная карта месторождений нефти и газа ЧерноморскоКрымской нефтегазоносной области: а — границы тектонических элементов; месторождения: б — нефтяные; в — газовые; г — газонефтяные. I — Южный склон Украинского щита; II — Каркинитско-Сивашский прогиб; III — Крымский свод; IV — Горный Крым; V — Восточное погружение Горного Крыма; VI — Индоло-Кубанский прогиб; VII — Азовский вал; VIII — Северо-Азовский прогиб. Месторождения; 1 — Голицинское, 2 — Оленьевское, 3 — Черноморское, 4 - Межводненское, 5 — Карловское, 6 — Краснополянское, 7 — Глебовское, 8 — Кировское, 9 — Задорненское, 10 — Серебрянское, 11 - Западно-Октябрьское, 12 - Октябрьское, 13 — Джанкойское, 14 — Стрелковское, 15 — Владиславское, 16 — Мошкаревское, 17 — Куйбышевское, 18 — Белокаменское, 19 — Мысовое, 20 — Малобабчинское, 21 — Борзовское, 22 — Приозерное
Определенные перспективы связывают с нижнемеловыми отложениями, в которых в настоящее время выявлены единичные месторождения газоконденсата и нефти (Западно-Октябрьское, Татьяновское, Октябрьское (рис. 2), Джанкойское), а в отдельных скважинах получены притоки нефти.
Рис. 2. Октябрьское и Западно-Октябрьское нефтяные месторождения. Структурная карта по кровле альбского яруса (по Р. М. Новосилецкому и др.): 1 — разрывные нарушения; 2 — контур нефтеносности; 3 — контур газоносности; 4 — изогипсы, м
Источник: Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Причерноморско-Крымская область включает территорию Республики Крым, Запорожскую область Украины и шельф Черного моря.
На Тарханкутском полуострове большинство месторождений связано с толщей пород палеоценэоцнового комплекса. Она представлена мергелями, известняками и глинами мощностью до 1100 м. Более песчанистый разрез мощностью 500600 м встречен в северной части полуострова. Коллекторами служат органогеннодетритовые известняки
нижнего и низов верхнего палеоцена. Породыколлекторы поровотрещинного типа (Хмара Я.А., 2001).
Литолого-стратиграфический разрез Причерноморско-Крымской НГО (Гожик П.Ф., 2010)
Породы: 1 – гравелиты и конгломераты, 2 – пески, 3 – песчаники, 4 – алевролиты, 5 – глины, 6 – глины песчаноалевритистые, 7 – глины известковистые, 8 – глины кремнистые, 9 – аргиллиты, 10 – известняки, 11 – известняки глинистые, 12 – известняки песчанистые, 13 – известняки рифовые, 14 – мергели, 15 – мергели глинистые, 16 доломиты, 17 – ангидриты и гипсы, 18 – каменный уголь, 19 – туфы и туфопесчаники, 20 – сланцы, 21 – породы изверженные, 22 – породы эффузивные основные и средние, 23 – породы интрузивные кислые и средние, 24 – породы фундамента, 25 – отсутствие отложений, 26 – проявления нефти и газа; Залежи: 27 – нефтяные, 28 – газовые, 29 – газоконденсатные, 30– нефтегазовые и газонефтяные, 31 нефтегазоконденсатные
На СевероЗападном шельфе Черного моря продуктивными комплексами являются трещиноватые органогеннодетритовые известняки нижнего и верхнего палеоцена, покрышкой – нижнеэоценовые глины. Между ними залегают слабо трещиноватые мергели верхнего палеоцена, представляющие собой ложную покрышку (Богаец А.Т.,1986).
На СевероЗападном шельфе Черного моря палеоценовые и эоценовые отложения очень разнообразны по литологическим признакам, представлены большим набором карбонатных и терригенных, преимущественно известковистых пород, с обильными остатками ископаемых организмов. Мощность отложений от нескольких метров до 1600-1700 м. На северозападном шельфе эти отложения вскрыты скважинами нескольких поднятиях. Наиболее детально изучены разрезы палеоцена и эоцена на Голицынской площади.
Свойства коллекторов
По сводному глубинному разрезу кайнозойских отложений причерноморской Крымской провинции в градации каждого физического параметра выделены три зоны: а) не коллектор, б) коллекторнеколлектор, в) промышленные коллектора. Это позволяет идифференцированно оценить гранулярные коллекторы по глубинным интервалам и установить критическую глубину сохранение поровых коллекторов нефти и газа промышленного значения. Переходная зона коллекторнеколлектор отделяющая промышленные коллекторы от не коллекторов, ограничено предельными значениями следующих параметров: абсолютная пористость 10-14%, открытая пористость 5-10%, эффективная пористость 1,5- 3%, абсолютная газопроницаемость 0, 5 – 1 мД , плотность 2,40 - 2,60 г/cм3, остаточная вода 50-70%, карбонатность 6-13%. Зона коллектор не коллектор развита глубже 5100 м. Следовательно, поровый коллектор и составляющие перспективную основы поисков нефти и газа на больших глубинах продолжает обладать потенциальной сохранностью на рубеже 5 км. В максимальном количестве высокую пористые коллекторы и надежные глинистые покрышки содержится в интервале 900 -3900 м, пластовое давление 10-50 МПа, палеотемпература 75-100 градусов Цельсия.
Ниже этой глубины существенно сокращается поровое пространство и регионально
ухудшаются аккумулирующие возможности всех типов коллекторов (Доленко Г.Н.,1967)
Месторождения
Основные месторождения углеводородов локализуются в пределах Равнинного Крыма и в западной части шельфа Черного моря.
Разбуренность акватории Северо-Западного шельфа Черного моря в целом по осадочному чехлу составляет около 250 км2/1 скв. Однако, она неравномерная. Лучше всего изучена центральная часть Каркинитско-Северо- Крымского прогиба. Степень разбуренности газоносных и перспективных комплексов, за исключением неглубоко залегающих палеогеновых и неогеновых, в целом остается невысокой. Пока изучались преимущественно отложения, залегающие до глубин 3 км (Гожик П.Ф., 2011).
Кировское газовое месторождение расположено в пределах Тарханкутского поднятия на расстоянии 30 км на восток от п. Черноморское. Кировская структура представляет собой узкую ассиметричную антиклинальную складку широтного простирания размером 3,8-0,8 км и высотой более 30 м. В 1963 г. при испытании скважины 1, из интервала 976–1020 м (палеоцен) получен приток газа 2,8 м3/сут. Общая мощность продуктивного пласта достигает 145 м. Залежь газа приурочена к отложениям верхнего и нижнего палеоцена, которые представлены органогеннодетритовымиизвестняками. Залежь массивная. Абсолютная отметка газоводяного контакта 934 м.
Высота залежи 34 м, пластовое давление 9,3 МПа, пластовая температура 68о С. Газ месторождения метановый. Содержание метана – 81,8%.
Источник: Черепахина А.В., «Состав, строение и генезис палеогена Юго-Западного Крыма». СПб, 2018 г.
Нефтегазоносность
Буровые работы с целью поисков месторождений углеводородов на территории восточной части Равнинного и Предгорного Крыма проводились поэтапно с 1953 г. (поисковые скважины Гончаровской площади) по 1989 г. (параметрическая скважина №1 Южно-Видненская).
Характерной чертой Каркинитско-Северокрымского газонефтеносного района и его геологического строения является приуроченность к уникальной структуре - Северокрымскому рифту с глубоким погружением фундамента. Эта структура заполнена мощной толщей мезозойских и кайнозойских пород, имеющих благоприятные условия для генерации и аккумуляции углеводородов и обладает всеми признаками бассейнов, вмещающих значительное количество углеводородов:
1. В прогибе имело место быстрое погружение в средне- верхнеальбское и возможно юрское время;
2. Осадки средней юры, апт-альба и майкопа обладают высокой концентрацией ОВ и имеют все признаки нефтематеринских пород;
3. По всей территории рифта наблюдаются повышенные (1,5-3 раза против окружающей среды) тепловые потоки, способные обеспечить образование УВ на меньших глубинах;
4. Тектоническая обстановка и осадконакопление способствовали образованию здесь хороших природных резервуаров. Кроме того, значительная интенсивность тектонических движений после быстрых погружений способствовала образованию здесь крупных ловушек, которые могут вместить крупные по запасам залежи УВ.
Значительный объем буровых работ был выполнен на территории Северокрымского рифта в 60-80 годы прошлого века. По результатам работ открыто 2 нефтяных и 18 газовых и газоконденсатных месторождений.
Промышленная газоносность доказана для майкопских, эоценовых, палеоценовых и нижнемеловых отложений. К высокоперспективным относятся юрские отложения. Определенные перспективы связываются с породами миоцена.
Майкопская толща, по сравнению с палеоценовой, имеет меньший потенциал нефтегазоносности. Здесь обнаружены небольшие залежи на Джанкойском и Ярылгачском месторождениях. Связаны они с позднетретичными косыми складками деформации, обусловленными взбросами. Коллекторами являются прослои песчано-алевритовых пород, залегающих среди пластичных глин с отличными экранирующими свойствами.
Большинство открытых на сегодняшний день газовых и газоконденсатных залежей (Оленевское, Черноморское, Глебовское, Карлавское, Краснополянское и Задорненское месторождения) связано с палеоценовыми отложениями.
Как и в случае с майкопской серией, все они приурочены к антиклинальным складкам, связанным с взбросо-надвигами, формировавшимися начиная с раннетретичного возраста. Коллекторами здесь являются трещиноватые органогенные и органогенно-детритовые известняки нижнего палеоцена. Региональной покрышкой служат глины нижнеэоценового отдела. Глинистые известняки и мергели верхнего палеоцена относятся к промежуточной толще (псевдопокрышка) и в значительной степени влияют на размеры залежей, так как от их толщины зависит коэффициент заполнения ловушки углеводородами.
В толще глинисто-карбонатных отложений верхнего мела залежи нефти промышленного значения открыты на Серебрянской, Октябрьской структурах, газа на Карлавском месторождении. Интенсивные нефтегазопроявления установлены на Еленовской, Меловой, Черноморской, Родниковской, Межводненской и Северо-Серебрянской структурах.
Материалы бурения и испытания глубоких поисковых скважин в районе свидетельствуют о том, что основные причины низкой эффективности поисково-разведочных работ носят объективный характер и не являются следствием бесперспективности отложений верхнего мела. Непреодолимыми трудностями на пути реализации высоких перспектив нефтегазоносности этого комплекса оказались - специфика строения природных резервуаров, которая обусловлена сложным соотношением коллекторов и промежуточных толщ, аномально-низкие пластовые давления, а также, в отличие от традиционно принятой, более сложное геологическое строение локальных складок, как правило, связанных с взбросо - надвиговой тектоникой.
О наличии в разрезе комплекса пластов с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами свидетельствуют факты систематических частичных (1-25 м3/час) и разовых катастрофических (до 1000 м3) поглощений. Флюидоупорами в разрезе являются глинисто-карбонатные отложения верхов сеноманского, низов кампанского и маастрихтского ярусов. Толщина сеноманских покрышек по обыкновению не превышает 30 м, двух других - часто достигает 100 и более метров. О наличии в толще ловушек свидетельствуют многочисленные разгазирования и выбросы промывочной жидкости (плотностью 1,2 кг/м3 и более) при бурении скважин, а также случаи открытого фонтанирования (скв.9 и 13 на Карлавской площади).
Высокая перспективность отложений нижнего мела определяется по общим геологическим предпосылкам. В разрезе мелового комплекса открыты Октябрьское нефтяное и Западнооктябрьское и Татьяновское газоконденсатные месторождения. Интенсивные нефтегазопроявления отмечались на Родниковской, Задорненской, Карлавской, Глебовской, Межводненской, Бакальской, Рылеевской, Борисовской, Серебрянской, Северосеребрянской и Североновоселовской структурах. Коллекторами в отложениях нижнего мела являются субаэральные вулканокластические породы среднего альба, базальные песчаники и гравелиты барем-раннеаптского возраста. Покрышками служат аргиллиты верхнего апта, среднего и верхнего альба. Высокая степень дислоцированности комплекса пликативными и дизъюнктивными нарушениями делает его благоприятным для образования в значительной степени неантиклинальних ловушек. Подобная ситуация характерна для бортовых зон рифта, где в местах крутых уступов с стороны шельфа вследствие быстрого погружения образовались протяженные клиноформы и крупные антитетических блоки. Последние могут присутствовать по всей территории рифта. Почти все исследователи сходятся во мнении, что аргиллиты апта и альба обладают всеми признаками нефтегазоматеринских пород и в пределах рифта они достигли газовой и нефтяной зрелости.
По сочетанию благоприятных структурно-фациальных условий нижнемеловой комплекс как в этом, так и других нефтегазоносных районах является наиболее перспективным объектом.
Юрские отложения на территории района, особенно в антитетических блоках, следует рассматривать как очень перспективные. Приток нефти из этих отложений был получен только в скважине 1 Октябрьской при испытании их совместно с базальными песчаниками нижнего мела (инт. 2668-2787 м).
Отчет о результатах выполненных работ по объекту: «Инвентаризация находящихся на нераспределенном фонде недр Республики Крым скважин, пробуренных за счет государственных средств целевым назначением на нефть и газ». Адилов К.Г., Рыбакова Ф.А., Гафич И.В., Асейкина Н.С. 2017 г.
Следующий НГО: Северная-Бортовая