НГО Черного моря. Прогноз нефтегазоносности и поиски углеводородов на шельфе Чёрного моря

Название	Прогноз нефтегазоносности и поиски углеводородов на шельфе Чёрного моря
Анкор	НГО Черного моря
Дата	19.12.2021
Размер	27.32 Kb.
Формат файла
Имя файла	Referat_Galaktionov_Prognoz_neftegazonosnosti_i_poiski_UV_na_she.docx
Тип	Реферат #308714

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«Северный (Арктический) федеральный университет имени М. В. Ломоносова»

Высшая школа энергетики, нефти и газа

^{(наименование высшей школы / филиала / института / колледжа)}

РЕФЕРАТ

По дисциплине/междисциплинарному курсу/модулю		Нефтегазопромысловая
геология

На тему	«Прогноз нефтегазоносности и поиски углеводородов на шельфе
Чёрного моря»

	Выполнил обучающийся: Галактионов Александр Павлович
	^(Ф.И.О.)
	Направление подготовки / специальность: 21.05.02 Прикладная геология
	^{(код и наименование)}
	Курс: 5
	Группа: 241708
	Руководитель: Дорфман М. Б., доцент, к. т. н
	^{(Ф.И.О. руководителя, должность / уч. степень / звание)}

Признать, что работа выполнена и защищена с отметкой
	^{(отметка прописью)}	^(дата)
Руководитель		Дорфман М. Б.
	^{(подпись руководителя)}	^{(инициалы, фамилия)}

Архангельск 2021

ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

Шельф - выровненная область подводной окраины материка, примыкающая к суше и характеризующаяся общим с ней геологическим строением.

Шельф Черного моря - пологий подводный склон (до глубины 100-150 метров) у гористых берегов Кавказа, Крыма, Анатолии, достигающий не более нескольких километров от береговой линии. Далее следует крутой (до 20-30 градусов) континентальный склон - обрыв до глубин более одной тысячи метров. Исключением является мелководная Северо-Западная часть Черного моря, которая относится к шельфовой зоне.

Освоение месторождений шельфа Черного моря началось в 1974 году в его северо-западной части. Здесь было открыто первое в Черном море месторождение углеводородов - Голицынское газоконденсатное.

В 2003-2006 годах были проведены геофизические исследования восточной части Черного моря совместно рядом компаний и научно-исследовательских организаций, среди них Московский государственный университет, Научно-исследовательский институт "Океангеофизика", ОАО "Севморнефтегеофизика" и другие.

Глубоководные участки в значительной мере располагаются в экономической зоне России, Турции, Грузии и Абхазии. Болгарии, Румынии и Украине принадлежат в основном мелководные участки.

В Болгарии разведкой обнаружено два газовых месторождения - Галата (2,5 миллиарда кубических метров) и Калиакра. В Грузии были выявлены три перспективных участка, потенциал которых специалисты оценили от 70 миллионов до 1,3 миллиарда баррелей нефти. В Румынии со второй половины 2000-х годов открыто несколько месторождений - нефтегазовые Дельта-4, Западный Лебедь и Пескарус, нефтегазоконденсатное Восточный Лебедь. За счет этих месторождений ежегодная нефтедобыча увеличилась на 7 миллионов тонн.

В Турции в рамках поисково-разведочного бурения структур на мелководной западной части черноморского шельфа в рамках проекта "Бассейн Южная Аккакока" было обнаружено 13 перспективных структур, об их запасах в открытых источниках ничего не сообщалось.

В России, по результатам геофизических исследований, на участке Туапсинского прогиба выявлено порядка 70 возможных залежей нефти и газа. Для их освоения ExxonMobil и "Роснефть" намерены приступить к разведочному бурению на шельфе Черного моря в 2017-2018 годах. Предварительная оценка инвестиций по проектам в Черном море составит около 55 миллиардов долларов. Начало добычи нефти запланировано на 2019-2020 годы.

Украина добилась определенных результатов в освоении Черноморского шельфа. Всего в регионе было открыто восемь газовых, газоконденсатных месторождений и обнаружено немало

высокоперспективных структур. В Каркинитском прогибе - Рифтовая-Осетровая, Западно-Голицынская, Штормовая-глубинная, Гордиевича, Межводненская, Гамбурцева, Сельского, Штилевая. В центральной части Каламитского вала - Нахимова, Корнилова, Карбышева. На Прикерченском шельфе (глубины 200-2000 метров) Черного моря открыто нефтяное месторождение Субботина.

Ресурсы северо-западной части Черноморского шельфа оцениваются в 500 миллиардов кубических метров природного газа и 50 миллионов тонн нефти и конденсата, Прикерченской зоны - 320 миллиардов кубических метров и 120 миллионов тонн нефти и конденсата, континентального склона - 800 миллиардов природного газа и 230 миллионов тонн нефти и конденсата[1].

1 Тектоника Черного моря

При изучении тектоники упор делался на проблемы, связанные с перспективами нефтегазоносности региона. Например, не изучен вопрос о главных путях миграции УВ из нефтематеринских пород в потенциальные ловушки. Ответ на этот вопрос имеет большое значение, учитывая то обстоятельство, что расстояния от основных нефтематеринских пород до потенциальных ловушек составляют несколько километров.

Современная тектоника региона показана на карте структурно-тектонического районирования (Слайд №4). Эта карта, отражая, с одной стороны, выявленные ранее крупные структуры, с другой стороны, имеет новое содержание, заключающееся в корректировке контуров и внутренней структуры прогибов Туапсинского и Сорокина, вала Шатского.

Структурные взаимоотношения между Западным Кавказом, Туапсинским прогибом, валом Шатского и Восточно-Черноморской впадиной и их внутренняя структура хорошо видны на сейсмическом разрезе (Слайд №5), проходящем в крест простирания этих структур. (Положение линии разреза показано на слайде №4)

На неотектоническом этапе начались орогенические движения, которые приобрели на Западном Кавказе отчетливое выражение с сармата. В результате породы, выполнявшие глубокие прогибы Западного Кавказа были инверсированы и подверглись значительной эрозии. С позднего плиоцена начался, этап мощного погружения Черноморской впадины. В это время Черноморская впадина частично захватила Туапсинский прогиб. Усилился процесс наступления Черноморской впадины в четвертичное время, в результате чего южный склон Западного Кавказа также оказался на континентальном склоне современной глубоководной котловины. Туапсинский прогиб, преимущественно, находится в пределах Закавказской плиты, лишь северным бортом налегая на структуры Западного Кавказа. К плите, в данном случае, условно присоединена и Гагро-Джавская зона, переходная от Кавказа к Закавказской плите. Эту зону невозможно отделить от Закавказской плиты по имеющимся геофизическим данным. Сочленение структур Западного Кавказа и Закавказской плиты происходит по крутой флексуре, осложненной взбросо-надвигом, аналогичным Ахтырскому взбросо-надвигу на северном склоне Западного Кавказа, на границе его с Индоло-Кубанским (Западно-Кубанским) прогибом. Взбросо-надвиг на материалах сейсморазведки можно только ориентировочно наметить, но он хорошо изучен на сухопутном замыкании Туапсинского прогиба, в Адлерской депрессии, где имеет название Пластунского (Воронцовского) надвига.

Вал Шатского сложен мезозойскими и палеоцен-эоценовыми породами, слои которых полого погружаются на северо-восточном склоне вала под мощные кайнозойские отложения Туапсинского прогиба. Сочленение вала Шатского с Восточно-Черноморской впадиной происходит по крутой флексуре, осложненной разломом.

2 Геология и перспективы нефтегазоносности

Основные работы по изучению геологии шельфа Черного моря были проведены в 80-х годах ХI века. В результате проведенных работ были изучены основные особенности геологического строения и условия нефтегазоносности акватории Черного моря. Анализ показал, что они обладают потенциальными ресурсами нефти и газа и благоприятными предпосылками для дальнейшего развития поисково-разведочных работ в указанных районах.

Анализ тектонического строения Черноморского региона, характера нефтегазоносности отдельных комплексов и выявленных в его пределах закономерностей распределения промышленных скоплений нефти и газа позволил уточнить границы Северо-Причерноморского, Черноморского и Прикарпатско-Прибалтийскогоского НГБ. Суммарная максимальная мощность осадочных пород изменяется от 9 км в Северо-Причерноморском и до 15 км в Черноморском НГБ, а объем осадочного выполнения соответственно от 0,434 до 1,64 млн. км³.

Химико-битуминологические исследования пород осадочного чехла, вскрытых глубокими скважинами в прибрежных частях НГБ, а в отдельных случаях и в акватории, дало возможность выявить в разрезе фанерозоя нефтегазоматеринские свиты и дать качественную оценку их нефтегазоматеринского потенциала. Установлено, что преимущественно газоматеринскими свойствами обладают толщи палеозоя (девонские и каменноугольные) в западной части Северо-Причерноморского и Прикарпатско-Прибалтийскогоского НГБ. Отложения триасового комплекса отличаются невысоким нефтегазоматеринским потенциалом, преимущественно в западной части Прикарпатско-Прибалтийскогоском НГБ. Породы юры обладают сравнительно невысоким нефтегазоматеринским потенциалом во всех рассматриваемых НГБ: в Черноморском они оцениваются как нефтегазогенерирующие, а в Прикарпатско-Прибалтийскогоского – как преимущественно газогенерирующие. Нефтегазоматеринскими являются и отложения нижнего мела: в большинстве рассматриваемых районов более интенсивно проявляются газогенерирующие качества этих отложений. Вероятно, в более жестких термобарических условиях, в погруженных, акваториальных частях бассейнов, в этих отложениях проходят процессы нефтегенерации. Комплекс пород верхнего мела во всех рассматриваемых бассейнах обладает сравнительно низким газоматеринским потенциалом. В пределах ограниченных участков Черноморского НГБ (акваториальная часть Новороссийского синклинория) возможна реализация нефтегазогенерирующих свойств верхнемелового комплекса. Довольно отчетливо нефтегазоматеринские свойства выражены в палеоцен-эоценовом комплексе. Эти отложения являются нефтегазопроизводящими в северо-Причерноморском НГБ, а на территории Черноморского и Прикарпатско-Прибалтийскогоского НГБ они генерируют преимущественно газообразные углеводороды ввиду невысоких термобарических показателей. Предполагается, что в более погруженных акваториальных участках эти отложения являются и нефтепроизводящими. Породы майкопской серии во всех рассматриваемых бассейнах обладают сравнительно высоким нефтегазоматеринским потенциалом, преимущественно газогенерирующим. Неогеновым отложениям рассматриваемых бассейнов также свойственны нефтегазоматеринские качества. В Прикарпатско-Прибалтийскогоского НГБ они являются газопроизводящими, а в Черноморском в них отмечены признаки, позволяющие оценить отложения, как нефтегазопроизводящие. Не исключается, что в акватории, где мощность неогеновых отложений резко увеличивается, генерация жидких углеводородов происходит более интенсивно. О наличии в недрах рассматриваемых бассейнов термобарических условий, благоприятных для процессов генерации углеводородов, свидетельствуют следующие факты.

1. Данные по тепловому полю Черноморской впадины указывают, что на глубинах 2,5 км под дном моря температуры недр составляют 90-110^о С.

2. Бурением в глубоководной части Черного моря установлино, что в нижних слоях антропогеновых отложений происходит генерация жидких углеводородов (начальная стадия). Очевидно, что в подстилающих их более древних отложениях эти процессы протекают значительно интенсивнее.

3. Мощность осадочного выполнения бассейнов, достигающая 10-15 км, также свидетельствует о том, что значительная часть осадочной толщи погружена в зону температур, обеспечивающих прохождение процессов генерации углеводородов.

Из сказанного выше следует, что, по крайней мере, в комплексах кайнозоя в пределах акваториальных частей бассейнов существуют более благоприятные условия для генерации углеводородов, чем на прилегающей суше.

В краевых зонах бассейнов и в отдельных приподнятых участках в пределах суши выявлены скопления жидких и газообразных углеводородов. Химический состав нефти, газоконденсата и газа этих залежей находится в явном несоответствии с составом и степенью метаморфизма ОВ вмещающих эти залежи пород, а также гидрогеологическими и термобарическими условиями, в которых эти залежи находятся. Эти факты свидетельствуют о том, что перечисленные выше скопления образовались за счет перемещения углеводородов из нефтематеринских свит погруженных участков бассейнов в его бортовые и приподнятые участки.

В настоящее время промышленная нефтегазоносность доказана в Северо-Причерноморском НГБ значительным числом месторождений нефти и газа, в том числе и в акватории. В южных частях Черноморского НГБ, связанных главным образом с акваторией, промышленная нефтегазоносность доказана единичными и небольшими по запасам залежами нефти и газа. При этом суммарный объем осадочных пород, выполняющих эти бассейны, более чем в 2,5 раза превышает объем осадков северных бассейнов, а подошва осадочного чехла в них по сравнению с последними на 2-3 км глубже.. Иначе говоря в южных бассейнах существуют более благоприятные условия для формирования залежей углеводородов.

В результате детального анализа геолого-геофизических материалов по шельфу черного моря выявлены участки, по совокупности оценочных критериев являющиеся наиболее перспективными для открытия месторождений нефти и газа. К числу таких участков в Северо-Причерноморском НГБ относится часть акватории, заключенная между северным берегом Каркинитского залива и Добруджинско-Тарханкутским разломом. Наиболее благоприятным участком для проведения поисково-разведочных работ является морское продолжение Тарханкутской зоны нефтегазонакопления. Здесь объектами разведки могут служить отложения нижнего мела и палеогена. Не меньший интерес для поисков нефти и газа представляют центральная и бортовая части Каркинитского прогиба.

Заключение

Акватория НГБ Черноморского региона является перспективной для поисков залежей нефти и газа.

Перспективы различных участков не одинаковы: в Прикарпатско-Прибалтийском и Черноморском НГБ кроме шельфа значительные перспективы связаны и с участками континентального склона, где могут быть обнаружены скопления нефти и газа.

Дальнейшее изучение перспектив нефтегазоносности акватории Черноморского региона сдерживается отсутствием новых фактических данных о строении и характере чехла в море. Отсутствие таких сведений не только затрудняет оценку перспектив осадочного выполнения бассейна региона, но и снижает эффективность проводимых геофизических исследований и ограничивает использование накопленной геофизической информации и ее интерпретацию.

Важной предпосылкой выявления новых месторождений нефти и газа в акватории и повышения геолого-экономической эффективности геологоразведочных работ в ее пределах является комплексное изучение акватории с применением геофизических и палеогеоморфологических методов, бурения параметрических скважин в наиболее благоприятных зонах шельфа и поисковых скважин на перспективных участках последнего.

Список использованных источников

Геология шельфа УССР. Нефтегазоносность. Под ред. П.Ф. Шпака. Киев. изд. «Наукова Думка».-2014.- С. 150.
Методы поисков неантиклинальных залежей углеводородов УССР / В.А. Бабадаглы, Г.И. Вакарчук, В.М. Гаврилко и др. М.: Недра.- 2012.
Надежкин Д.В. Нефтематеринские свойства Майкопских отложений и их роль в нефтегазоносности восточной части Чёрного моря – М., 2011.
Туголесов Д.А. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины / Д.А. Туголесов, А.С. Горшков, Л.Б. Мейснер и др. – М.: Недра, 1985.
Прогноз поисков нефти и газа на юге России и на прилегающих акваториях / А.Т. Богаец, Б.И. Денега, А.Е. Каменецкий и др. М.: Недра.-2016.
Сейсмическая стратиграфия. Под ред. Ч. Пейтона. М.: Мир.-2015.
Хрящевская О.И. Стратиграфическая основа геолого-геофизических исследований Одесского шельфа (северо-западной части Чёрного моря): состояние, проблемы и пути их решения / О.И.Хрящевская, С.Н. Стовба, И.В.Попадюк // Геофизический журнал. – Т.31. - №3.