Геология шельфа УССР. Нефтегазоносность - Богаец А.Т., Бондарчук Г.К., Леськив И.В., Новосилецкий Р.М.

ГЛАВА 1. КРАТКИЙ ОЧЕРК ГЕОЛОГИИ ЮЖНО-УКРАИНСКОГО РЕГИОНА

Структурно-формационные комплексы и строение осадочного чехла

Основные черты формирования структуры осадочного чехла

Особенности строения и формирования локальных поднятий

Неантиклинальные ловушки и районы их распространения

Нефтегазоносные и перспективные комплексы

Каркинитско-Северо-Крымский прогиб и Южно-Украинская моноклиналь

Индоло-Кубанский прогиб и прилегающие тектонические зоны

Закономерности изменения нефти, газоконденсата и газа

Характеристика месторождений нефти и газа

Голицынское газоконденсатное месторождение

Шмидтовское газовое месторождение
Штормовое газоконденсатное месторождение

Крымское газовое месторождение
Западно-Октябрьское газоконденсатное месторождение

Карлавское газоконденсатное месторождение

Глебовское газоконденсатное месторождение
Задорненское газовое месторождение

Татьяновское газоконденсатное месторождение
Джанкойское газовое месторождение
Приазовское газовое месторождение

Фонтановское газоконденсатное месторождение

Южно-Сивашское газоконденсатное месторождение

ГЛАВА 3. ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Современные представления о формировании и размещении залежей углеводородов

Распределение и катагенетическое преобразование рассеянного органического вещества. Нефтегазогенерирующие толщи

ГЛАВА 4. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВЫХ И НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ
Современная оценка перспективности нефтегазоносных комплексов

Направление нефтегазопоисковых работ и рекомендации по методике поисков

Автор: Богаец А.Т. Бондарчук Г.К. Леськив И.В. Новосилецкий Р.М.

Теги: месторождения углеродистых пород и углеводородов геология нефть монография геофизика нефтегазовое производство нефтегазодобыча

Год: 1986

Похожие

Региональная геология и перспективы нефтегазоносности Черноморской глубоководной впадины и прилегающих шельфовых зон. Часть 1

Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран

Геология нефти и газа Западной Сибири

Литолого-фациальный и формационный анализ нефтегазоносных толщ

Текст

АКАДЕМИЯ НАУК
УССР
ИНСТИТУТ
ГЕОЛОГИЧЕСКИХ НАУК
ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР
Е.Ф.ШНЮКОВ
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ
В. К. ГАВРИШ,
И. А. ГАРКУША, П. Ф. ГОЖИК,
Д. Е. МАКАРЕНКО (зам. главного редактора),
В. И. МЕЛЬНИК (зам. главного редактора),
Л. И. МИТИН, Д. Е. ПАНЧЕНКО
(секретарь),
О. Г. СИДЕНКО, Ю. В. ТЕСЛЕНКО,
И. И. ЧЕБАНЕНКО, А. В. ЧЕКУНОВ
НАУКОВА ДУМКА
НЕФТЕ-
ГАЗОНОСНОСТЬ
Ответственный редактор
П. Ф. ШПАК
КИЕВ 1986
УДК (551.351.2:553.98) (477)
Геология шельфа УССР. Нефтегазонос-
ность / Богаец А. Т., Бондарчук Г. К., Лесь-
кив И. В. и др.— Киев : Наук, думка, 1986.—
с. 152.
В монографии рассмотрены результаты
комплексного геолого-геофизического изуче-
ния шельфа и сопредельных территорий юж-
ного региона Украины. Значительное место
уделено выяснению особенностей глубинного
геологического строения, условиям формиро-
вания основных структурных элементов и ло-
кальных структур. Впервые дано описание
наиболее характерных локальных поднятий,
с которыми связаны скопления углеводоро-
дов, и перспективных структур по различным
тектоническим зонам. Выделены нефтегазо-
носные комплексы осадочного чехла, опреде-
лен их генерационный потенциал. На основа-
нии новейших данных по геологии и нефте-
газоносности региона проведено тектониче-
ское и нефтегазогеологическое районирова-
ние, выделены зоны нефтегазонакопления и
определены оптимальные пути поисковых
работ.
Для научных сотрудников, геологов, гео-
физиков и геохимиков производственных ор-
ганизаций, преподавателей и студентов стар-
ших курсов вузов геологического профиля.
Табл. 7. Ил. 78. Библиогр.: с. 149—151
(91 назв.).
Авторы
А. Т. БОГАЕЦ, Г. К. БОНДАРЧУК,
И. В. ЛЕСЬКИВ, Р. М. НОВОСИЛЕЦКИЙ,
М. И. ПАВЛЮК, А. М. ПАЛИЙ,
Д. Е. ПАНЧЕНКО, А. Д. САМАРСКИЙ,
В. И. ХНЫКИН, Н. М. ЧИР,
Л. П. ШВАЙ, Е. Ф. ШЕВЧЕНКО,
П. Ф. ШПАК, В. С. ЯЦЕЛЕНКО
Рецензенты
В. В. ГЛУШКО, В. К. ГАВРИШ
Редакция литературы о Земле
АЛЕКСАНДР ТЕОФИЛОВИЧ БОГАЕЦ,
ГРИГОРИЙ КИРИЛЛОВИЧ БОНДАРЧУК,
ИГОРЬ ВЛАДИМИРОВИЧ ЛЕСЬКИВ,
РОМАН МИХАЙЛОВИЧ НОВОСИЛЕЦКИЙ,
МИРОСЛАВ ИВАНОВИЧ ПАВЛЮК,
АЛЕКСАНДР МАКАРОВИЧ ПАЛИЙ,
ДМИТРИЙ ЕФИМОВИЧ ПАНЧЕНКО,
АЛЕКСАНДР ДЕМЬЯНОВИЧ САМАРСКИЙ,
ВЛАДИМИР ИСАЕВИЧ ХНЫКИН,
НЕСТОР МИХАЙЛОВИЧ ЧИР,
ЛЕОНИД ПАВЛОВИЧ ШВАЙ,
ЕЛЕНА ФЕДОРОВНА ШЕВЧЕНКО,
ПЕТР ФЕДОРОВИЧ ШПАК,
ВЛАДИМИР СЕМЕНОВИЧ ЯЦЕЛЕНКО
ГЕОЛОГИЯ
ШЕЛЬФА
УССР
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Утверждено к печати
ученым советом Института
геологических наук АН УССР
Редактор
Л. К. МЕДНИКОВА
Оформление художника
Г. М. БАЛЮНА
Художественный редактор
Р. И. КАЛЫШ
Технический редактор
И. А. РАТНЕР
Корректоры
П. А. РОСИЧ,
И. В. ТОЧАНЕНКО, С. Е. НОТКИНА
1904050000-072
Г М221(04)-86 276-86
© Издательство «Наукова думка», 1986
ИБ 7423.
Сдано в набор 05.06.85. Подп. в печ. 27.02.86.
БФ 01541. Формат 70х108Л6. Бум. тип. № 1. Обыкн.
новая. Выс. печ. Усл. печ. л. 13,3. Усл. кр.-отт. 13,3.
Уч.-изд. л. 14,31. Тираж 1000 экз. Заказ 5—1634.
Цена 2 р. 50 к.
Издательство «Наукова думка».
‘252601 Киев 4, ул. Репина, 3.
Отпечатано с матриц Головного предприятия рес-
публиканского производственного объединения
«Полиграфкнига». 252057 Киев, ул. Довженко, 3
в Нестеровской городской типографии. 292310,
Нестеров, Львовской обл., ул. Горького, 8.
Зак. 1892.
ПРЕДИСЛОВИЕ
На современном этапе возникла потребность
в широкомасштабных геолого-геофизических
исследованиях земной коры в пределах океа-
нов, внутренних и окраинных морей. Важней-
шей целью этих исследований, наряду с не-
обходимостью создания достоверной глобаль-
ной теории развития Земли, является изуче-
ние условий формирования месторождений
полезных ископаемых, закономерностей раз-
мещения и прогнозирование их поисков.
Проводимые в последние годы многими
государствами геофизические и буровые ра-
боты показали, что шельфовые зоны и конти-
нентальные склоны высокоперспективны на
многие виды минерального сырья, из которых
главнейшие — нефть и газ. Об этом свиде-
тельствует открытие ряда месторождений
нефти и газа нефтегазоносных провинций
в акваториях Каспийского и Северного
морей, моря Бофорта, Мексиканского и
Персидского заливов, в районе о-ва Нью-
фаундленд и др.
Изучение геологического строения и нефте-
газоносности шельфовых зон морей Советско-
го Союза и сопредельных территорий являет-
ся задачей большого народнохозяйственного
значения.
В Советском Союзе геолого-поисковые мор-
ские работы успешно проводятся в Каспий-
ском море, а в последнее время в Черном,
Азовском, Балтийском и окраинных северных
и восточных морях. Интерес геологов к Чер-
ному и Азовскому морям возник в последние
полтора десятка лет, когда были открыты
Голицынское и Стрелковое газовые месторо-
ждения.
Планомерное проведение геолого-геофизи-
ческих работ, внедрение современных геофи-
зических методов и использование новей-
шей аппаратуры позволили получить в этом
регионе и проанализировать большой факти-
ческий материал. В результате около 40 %
территории северо-западной части черномор-
ского шельфа, значительная часть континен-
тального склона и около 80 % общей площа-
ди Азовского моря оцениваются как перспек-
тивные на нефть и газ [10].
Перспективные площади Черного и Азов-
ского морей располагаются в пределах При-
черноморско-Северо-Кавказской газонефте-
носной провинции, охватывающей крупные
разновозрастные структурные элементы.црев-
ней Восточно-Европейской платформы, Скиф-
ской плиты и переходной зоны между плитой
и областью Крымско-Кавказского орогена.
Структуры второго и более высокого порядка
на территории Украины простираются под
дном морей, что обусловлено единой сеткой
дизъюнктивных дислокаций и блоковым
строением фундамента.
Сложное геологическое строение, недоста-
точная глубинность геофизических исследо-
ваний, малое количество глубоких скважин
в шельфовой зоне и отсутствие их на участке
континентального склона создают большие
трудности в прогнозировании залежей нефти
и газа. Поэтому оценка нефтегазоносности
шельфов и зоны континентального склона не
будет полноценной без решения вопросов,
связанных с нефтегазоносностью обрамляю-
щей моря суши.
В книге на основании комплексного анали-
за новейших геолого-геофизических и геоло-
го-геохимических данных показаны особен-
ности геологического строения, формирова-
ния и размещения залежей нефти и газа,
выделены нефтегазоносные районы и зоны
нефтегазонакопления, по-новому обоснованы
перспективы нефтегазоносных комплексов и
оптимальные пути поисков залежей.
Монография является составной частью
серии «Геология шельфа УССР». Несмотря на
5
то что в серии предусмотрены отдельные
книги с описанием стратиграфии, тектоники
и литологии, авторы монографии «Нефтегазо-
носность» сочли необходимым кратко рас-
смотреть эти вопросы в первой главе, руко-
водствуясь интересами читателя.
В составлении книги «Нефтегазоносность»
участвовали П. Ф. Шпак, Д. Е. Панченко,
В. С. Яцеленко (ИГН АН УССР), М. И. Пав-
люк (ИГГГИ АН УССР), А. М. Палий
(Министерство геологии УССР), А. Т. Богаец,
Р. М. Новосилецкий, А. Д. Самарский,
Л. П. Швай, Е. Ф. Шевченко, В. И. Хныкин
(УкрНИГРИ), Г. К. Бондарчук, И. В. Леськив,
Н. М. Чир (объединение Крымгеология).
В подготовке рукописи также принимали
участие И. С. Гайдук, О. В. Демьянчук,
А. И. Недошовенко, Л. В. Плугина, И. Р. Слу-
жинская, Н. П. Цыбий и др., за что состави-
тели приносят им глубокую благодарность.
список
УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ
А — ароматическая часть углеводоро- да НОВ — нерастворимая часть органического вещества в хлороформном и спир-
АВПД — аномально-высокое пластовое дав- тобензольном растворителях
ление ОВ — органическое вещество
АНМ — ароматико-нафтено-метановые огт — общая глубинная точка
углеводороды РОВ — рассеянное органическое вещество
Ах л — ароматические углеводороды, экстрагированные хлороформом Сд — количество углерода в ароматиче- ских кольцах
Рхл — битумоидный коэффициент (отно- СББ — спиртобензольный битумоид
шение экстрагированных из пород битумоидов к содержанию ОВ в СОГТ — сейсморазведка методом общей глубинной точки
гвк данных породах) Сорт — органический углерод
— газоводяной контакт Сн — количество углерода в нафтеновых
гзг — главная зона газообразования кольцах
ГФН — главная фаза нефтеобразования Сп — количество углерода в парафино-
Ка — коэффициент аномальности вых цепях
Кд — количество ароматических колец УВ — углеводороды
Кн — количество нафтеновых колец ХБ — битумоид, извлеченный из породы
м — метановая часть углеводорода хлороформом (хлороформный биту-
мк — мезокатагенез моид)
мн — метано-нафтеновые углеводороды % Сд — процент углерода в ароматических
мов — метод отраженных волн соединениях
могт — метод общей глубинной точки %Сн — процент углерода в нафтеновых
н — нафтеновая часть углеводорода соединениях
НА — нафтено-ароматические углеводоро- ды % Сп — процент углерода в парафиновых соединениях
ГЛАВА I
КРАТКИЙ ОЧЕРК
ГЕОЛОГИИ
ЮЖНО-УКРАИНСКОГО
РЕГИОНА
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ
Южно-Украинский регион охватывает
юго-западную окраину древней Вос-
точно-Европейской платформы, часть
молодой Скифской плиты с массивом
Добруджа и Крымско-Кавказскую об-
ласть альпийского орогена (рис. 1, 2).
Цифрами на рис. 1 показаны структур-
ные элементы: I — Украинский щит;
II — Южно-Украинская моноклиналь;
III — Преддобруджинский прогиб:
III,а — Чалыкско-Алуатская депрес-
сия, III,б — Баймаклийско-Баурчин-
ская зона складок, III,в — Измаиль-
ская депрессия, III,г — Суворовско-
Змеиная зона поднятий, III,д — Фур-
мановско-Приморская депрессия,
III,е — Лиманская зона поднятий,
III,ж — Тузловская депрессия, III,з —
Саратско-Балабановская зона складок,
III,и — Нижнеднестровская депрессия;
IV — Каркинитско-Северо-Крымский
прогиб: IV,а — Михайловская депрес-
сия, IV,б — Балашовский выступ,
IV,в — Геническая депрессия; V —
Чингульская седловина; VI — Северо-
Азовский прогиб; VII — Нижнепрут-
ский выступ; VIII — поднятие Губки-
на; IX — Каламитско-Центрально-
Крымское мегаподнятие; поднятия:
IX,а — Новоселовское, IX,б — Симфе-
ропольское с Сакским выступом,
IX,в — Каламитское; выступы: IX,г —
Ильичевский, IX,д — Новоцарицын-
ский; депрессии: IX,е — Альминская,
IX,ж — Калиновская; X — Нижнегор-
ская седловина; XI — Среднеазовское
поднятие; XII — мегантиклинорий Гор-
ного Крыма: XII,а — восточное погру-
жение мегантиклинория; XIII — меган-
тиклинорий Северо-Западного Кавказа:
XIII,а — Анапский выступ, XIII,б —
зона Барьерных антиклиналей; XIV —
Индоло-Кубанский прогиб; XV — Кер-
ченско-Таманский межпериклинальный
прогиб; XVI—впадина Сорокина;
XVII — Туапсинский прогиб.
Сочленение Восточно-Европейской
платформы и Скифской плиты прохо-
дит по тектоническому шву — южной
границе прослеживающихся дорифей-
ских (карельских и более древних)
складчатых комплексов фундамента
древней платформы. На протяжении
неогея южная окраина Восточно-Евро-
пейской платформы претерпела значи-
тельное влияние тектоно-магматических
процессов более поздних циклов текто-
генеза, в результате чего в отдельных
районах окраинных зон образовались
складчатые и магматические комплек-
сы герцинид и киммерид сравнительно
небольшой мощности [12, 29, 53,
68, 75].
В Западном Причерноморье граница
проводится нами по разломам вдоль
северо-восточного склона Нижнепрут-
ского выступа, по Георгиевскому устью
р. Дунай до Одесского глубинного раз-
лома, по которому она смещена на се-
вер. Дальше в Черном море, восточнее
Одесского глубинного разлома, граница
трассируется севернее поднятия Голи-
цына и Бакальской косы, а в Крыму
смещается на юг, образуя угол с вер-
шиной в районе г. Джанкой. В Азов-
ском море она проходит по Главному
Азовскому нарушению.
Граница между Скифской плитой и
Крымско-Кавказской областью альпий-
ского орогенеза проводится по Пред-
7
Рис. 1. Схема тектоники шельфа Черного и Азовского морей с примыкающей сушей (составили А. Т. Богаец, М. И. Павлюк,
А. Д. Самарский, В. И. Хныкин, Н. М. Чир, 1983 г.):
1 — Восточно-Европейская платформа; 2 — Скифская плита и Добруджинский массив; 3 — область Крымско-Кавказского альпийского ороге-
на (а) и его погружений (б)\ 4— прогибы, связанные с альпийским орогенезом; 5 — Черноморский срединный массив; в — Южно-Сарматская
краевая система; 7 — субмеридиональные разломы дорифейского заложения, разрывные нарушения рифейского и послерифейского заложенпя:
8 — разделяющие главные геотектонические элементы; 9 — прочие основные нарушения; оси главных структурных элементов дорифейского фунда--
мента (по В. С. Поповичу, Л. А. Ступак, 1973); 10 — синклинальных, 11— антиклинальных;границы структурных элементов: 12 — основных,
13 — второго порядка; северная граница распространения структурно-формационных комплексов платформенного, орогенного, местами пара-
гео синклинального типов: 14 — байкальского, 15—герцинского, 16 — киммерийского; 17 — геологические профили; 18 — скважины на профилях
горному глубинному разлому, восточ-
ным продолжением которого в Пред-
кавказье является Ахтырский разлом.
Основные черты
структуры фундамента
В строении фундамента южной окраины
Восточно-Европейской платформы при-
нимают участие древние спилит-кера-
тофировая и офиолитовая формации
Бугско-Днестровского и Приднепров-
ского архейских массивов, а также пре-
образованные протерозойской гранити-
зацией и метаморфизмом архейские
отложения Кировоградско-Житомирско-
го и Приазовского массивов. Они обле-
каются Одесской, Криворожско-Кремен-
чугской и Орехово-Павлоградской ли-
нейными складчатыми системами, сло-
женными комплексом нижне- и
среднепротерозойских геосинклиналь-
ных формаций. Общая складчато-бло-
ковая структура фундамента имеет
субмеридиональное простирание, кото-
рое контролируется серией глубинных
разломов. Она хорошо изучена в обна-
жениях Украинского щита, прослежи-
вается геофизическими работами и бу-
рением в пределах Южно-Украинской
моноклинали [53].
Фундамент Скифской плиты гетеро-
генен. Он сложен геосинклинальными
образованиями байкальского, герцин-
ского и киммерийского складчатых
комплексов [53, 68]. Байкальский ком-
плекс представлен зеленокаменной и
гранитоидной формациями. Отложения
первой вскрыты бурением в районе
г. Нижнегорск, Зуя, устья р. Салгир,
Бакальской косы, поднятия Голицына
и др. [60]. Наличие гранитоидной фор-
мации определяется по находкам галь-
ки и валунов гранитов и гранодиори-
'тов в верхнеюрских конгломератах
Горного Крыма [91] и аналогичных
обломков в нижнемеловых песчаниках
Равнинного Крыма [2].
В строении байкальского складчато-
го комплекса фундамента Скифской
плиты прослеживаются две системы:
Сандомирско-Добруджинская и Средне-
крымско-Предкавказская [33, 43, 53].
Последние результаты бурения и гео-
физических работ свидетельствуют о
том, что, вероятнее всего, северные зо-
ны Сандомирско-Добруджинской систе-
мы продолжаются в Западный Крым.
В центральной, наиболее приподнятой,
части Крыма происходит ее угловое
сочленение со Среднекрымско-Предкав-
казской системой [68]. В структуре
фундамента Скифской плиты байкаль-
ские складчатые комплексы являются
ядрами более молодых герцинских и
киммерийских антиклинориев.
Геосинклинальный ряд герцинского
складчатого комплекса представлен
аспидной, флишоидной, молассоицной и
карбонатной формациями. Проявления
магматизма незначительны. Эффузив-
ные породы Балашовского поднятия
составляют трахиандезитовую форма-
цию, а интрузивы юго-западной части
Тарханкутского п-ова — формацию гра-
нитоидных батолитов [43, 53, 68].
Структуры герцинид в складчатом
основании Скифской плиты образуют
несколько антиклинорных зон. Харак-
терно, что они имеют широтное прости-
рание в северо-западной части шельфа
Черного моря и в пределах Тарханкут-
ского п-ова, переходящее в запад-севе-
ро-западное в Западном Крыму. В во-
сточной части Равнинного Крыма их
простирание изменяется на северо-во-
сточное, а в пределах Азовского моря
вновь приобретает широтную ориенти-
ровку. Таким образом, герцинские
складчатые сооружения унаследовали
древние простирания байкалид.
Киммерийский складчатый комплекс
состоит из карбонатной, флишоидной и
молассовой формаций. В результате ин-
тенсивной магматической деятельности
в северной части Скифской плиты фор-
мировались также различные интрузив-
ные и эффузивные формации (андези-
товая, габбро-диорит-гранодиоритовая
и др.).
На современном этапе изученности
строения киммерийского складчатого
комплекса можно говорить о тесной
связи его основных структурных эле-
ментов с элементами герцинских и бай-
кальских складчатых комплексов. Это
особенно отчетливо фиксируется в пре-
делах Добруджи и Равнинного Крыма.
В Северной Добрудже описываемый
комплекс участвует в строении зоны
Тулча, на которую с юга надвинуты
структуры герцинид зоны Мечин. Зона
Тулча представляет собой синклинорий
северо-западного простирания, ослож-
ненный разрывными нарушениями.
Большинство нарушений унаследовано
от подстилающего герцинского склад-
чатого комплекса. В северо-западной
части Предкавказья и Азовском море
киммерийский складчатый комплекс
9
Саратсшм. с.Ярос/Ае с. петрова и мирное
6 323 8 7
gjjj St 5 Ч> « М О» «*> w N'
Рис 2. Геологические профили по линии I—I,
II—II, III—III, IV—IV (составили А. Т. Бо-
гаец, А. Д. Самарский, В. И. Хныкин, 1983 г.):
1 — границы стратиграфических подразделений, за-
легание пород: а — согласное; б — несогласное, 2—
условные и отражающие сейсмические горизонты,
3 — разрывные нарушения
образует узкие синклинальные и анти-
клинальные зоны северо-западного и
субширотного простирания.
Область Крымско-Кавказского аль-
пийского орогена включает меганти-
клинории Горного Крыма и Северо-За-
падного Кавказа, а также участки их
погружений. С развитием этих горных
сооружений тесно связаны Индоло-
Кубанский, Керченско-Таманский,
Туапсинский прогибы и впадина Со-
рокина.
Геотектоническая сущность структу-
ры мегантиклинория Горного Крыма
трактуется различно. Одни исследова-
тели [41] считают его типичной аль-
пийской складчатой системой, другие
[21] — щитом молодой платформы. По
геолого-геофизическим данным, полу-
ченным в последнее время, его с боль-
шей уверенностью можно относить
к типу областей эпиплатформенного
альпийского орогенеза.
Мегантиклинорий Горного Крыма
имеет вид горного сооружения, склад-
чатое основание которого сложено фли-
шевой формацией триаса — нижней
юры (таврическая серия), спилит-кера-
тофировой формацией этого же возрас-
та, а также различными интрузивными,
осадочными и вулканогенными форма-
циями средней — поздней юры.
В строении верхнего яруса меганти-
клинория, образующего его крылья,
принимают участие слабо дислоциро-
ванные, без следов метаморфизма, кар-
бонатные и терригенные толщи мела —
палеогена.
В результате позднеальпийского эпи-
платформенного орогенеза, тесно свя-
занного с альпийской складчатостью
Большого Кавказа, северная часть ан-
тиклинория была высоко приподнята и
образовала современные Крымские го-
ры, а южная погружена под воды Чер-
ного моря и перекрыта плиоцен-четвер-
тичными отложениями. Структура ме-
гантиклинория при этом осложнилась
многими тектоническими нарушения-
ми, сформировавшими сложное блоко-
вое строение поднятия.
Северное крыло мегантиклинория
представляет собой трехъярусную мо-
ноклиналь с пологими наклонами слоев
(3—30°) к северу и северо-западу.
Восточная моноклиналь, находящаяся
ближе к Кавказу, имеет дифференци-
рованное строение и осложнена сепией
разрывов, складок и флексур.
Структурно-формационные комплексы
и строение осадочного чехла
В осадочном чехле Южно-Украинского
региона прослеживаются верхнебай-
кальский, герцинский, киммерийский
и альпийский структурно-формацион-
ные комплексы. Первые три развиты
вдоль южного края рассматриваемой
части Восточно-Европейской платфор-
мы и принимают участие в строении
Южно-Сарматской краевой системы
[53].
Верхнебайкальский комплекс широ-
ко распространен в Западном Причер-
номорье и прилегающих районах аква-
тории. Он сложен терригенной форма-
цией, представленной валдайской и
балтийской сериями соответственно
позднепротерозойского и раннекем-
брийского возраста (рис. 3). Мощность
форхмации увеличивается в южном на-
правлении, достигая 1,5—2 км. В этом
же направлении возрастает и дислоци-
рованность ее. Углы падения пород
обычно изменяются от 5—10 на севере
до 20—40° на юге в пограничной поло-
се со складчатыми зонами Северной
Добруджи.
К востоку от Западного Причерно-
морья полоса распространения верхне-
байкальского структурно-формационно-
го комплекса значительно сужается.
В приазовской части южной окраины
Восточно-Европейской платформы он
развит крайне ограниченно [68].
Строение комплекса тесно связано
с морфологией поверхности фундамен-
та и развитыми в нем складчато-блоко-
выми структурами. Доминирующим
простиранием структур в Западном
Причерноморье является северо-запад-
ное. К востоку оно сменяется субши-
ротным [12, 53, 68, 75].
Герцинский структурно-формацион-
ный комплекс широко распространен
на юге междуречья Прут — Днестр.
Прослежен он также скважинами в се-
веро-восточной части Присивашья.
В Западном Причерноморье и прилега-
ющих районах комплекс сложен в
нижней части доломит-карбонатной и
11
• 2f
о 22
23
A 24
Рис. 3. Сводный стратиграфический разрез
юга междуречья Прут — Днестр (составил
А. Т. Богаец, 1983 г.).
Литология (1—14): 1 — гравелиты и конгломера-
ты, 2 — песчаники, 3 — пески, 4 — алевролиты, 5 —
песчанистые глины, 6 — глины, 7 — аргиллиты,
8 — мергели, 9 — известняки, 10 — доломиты, 11 —
ангидриты, гипсы, местами соли, 12 — туфы и
туффиты, 13 — эффузивы, 14 — породы кристалли-
ческого фундамента; тип коллектора (15—17):
15 — поровый, 16 — трещинно-поровый и порово-
трещинный, 17 — трещинный и каверново-трещин-
ный: тип покрышек (18—20): 18 — глинистый,
19 — карбонатно-глинистый, 20 — глинисто-суль-
фатный; промышленные и полупромышленные
притоки (21—22): 21 — нефти, 22— газа; 23 —
нефтепроявления; 24 — газопроявления
терригенно-глинистой формациями, в
средней — эвапорит-карбонатпой и па-
ралической, в верхней — пестроцветной
континентальной (молассовой) силу-
рийско-раннетриасового возраста. Об-
щая их мощность в западных районах
достигает 4—5, а в восточных 5—6 км.
Учитывая изложенное, есть все осно-
вания прогнозировать широкое распро-
странение герцинского структурного
комплекса и на прилегающем с востока
шельфе Черного моря, что подтвержда-
ется результатами сейсморазведочных
работ.
В северо-восточной части Присива-
шья образование этого комплекса уста-
новлены на Балашовской, Новоалексе-
евской и Генической площадях. В пре-
делах первой вскрыты интенсивно
ороговикованные (за счет гранитной
иптрузии), но сравнительно слабо ди-
слоцированные (углы падения обычно
составляют 5—15, достигая иногда 60°)
песчано-глинистые, а также эффузив-
ные образования. До ороговикования
они, очевидно, не были затронуты ре-
гиональным метаморфизмом. В районе
г. Геническ и с. Новоалексеевка разви-
ты значительно дислоцированные
(30—60°) песчано-глинистые и грубо-
обломочные породы, измененные глу-
бинным эпигенезом [52]. Простирание
сложенных ими структур, судя по
геофизическим данным, северо-за-
падное.
Несколько лучше изучено строение
герцинского структурно-формационного
комплекса в пределах Преддобруджин-
ского прогиба. Углы падения слагаю-
щих его пород изменяются обычно от
3—5 до 30, достигая в приразломных
зонах 40—80°. Здесь хорошо прослежи-
вается ряд подчиненных положитель-
ных и отрицательных структурных эле-
ментов блоково-складчатого строения
(рис. 1, 2, 4). Это Чалыкско-Алуат-
ская, Фурмановско-Приморская, Туз-
ловская и Измаильская депрессии, Су-
воровско-Змеиная, Лиманская, Баймак-
лийско-Баурчинская и Саратско-Бала-
бановская зоны складок и поднятий
запад-северо-западного простирания.
Достаточно отчетливо вырисовываются
также поперечные положительные
(Кагульско-Г отештское, Лимапско-Са-
ратское) и отрицательные (Старотро-
яновское и др.) структурные осложне-
ния.
В составе герцинского комплекса вы-
деляются два структурных этажа: си-
лурийско-каменноугольный, формиро-
вавшийся в основном в условиях пери-
кратонных опусканий края дцевней
платформы, и пермско-нижнетриасо-
12
Рис. 4. Структурная карта междуречья Прут —
Днестр по подошве среднедевонских и по
кровле вендских отложений (составили
А. Т. Богаец, Н. М. Чир, 1983 г.).
Изогипсы: 1 — кровли вендского комплекса, 2 —
подошвы среднедевонских отложений; границы
распространения отложений: 3 — вендского комп-
лекса, 4— среднедевонского комплекса; 5 — глав-
ные разрывные нарушения; 6 — локальные подня-
тия; скважины: 7 — вскрывшие вендские (север-
ная часть территории) или девонские (Придобруд-
жье) отложения, 8 — прочие, использованные при
построении карты
вый, связанный с образованием пред-
горного прогиба. Они разделены круп-
ным стратиграфическим, а также угло-
вым несогласиями и существенно отли-
чаются в формационном отношении
друг от друга. Разница в степени дисло-
цированное™ пород на данной стадии
изученности описываемого региона
очень мало заметна.
Киммерийский структурно-формаци-
онный комплекс широко развит в За-
падном Причерноморье; он прослежен
рядом скважин в северо-восточной час-
ти Присивашья и прилегающих рай-
онах Крыма. Его распространение про-
гнозируется и на северо-западном
шельфе Черного моря, примерно до
линии Ильичевск — Армянск.
На юге междуречья Прут — Днестр
в составе комплекса выделено два
структурных этажа, разделенных стра-
тиграфическим и угловым несогласия-
ми: триасовый и средне-верхнеюрский.
Нижний сложен карбонатной, карбо-
натно-глинистой и терригенной форма-
циями средне-позднетриасового возрас-
та. Суммарная мощность превышает
местами 4 км. Район их распростране-
ния охватывает юго-восточную часть
междуречья Прут — Днестр, раскры-
ваясь в сторону Черного моря.
Верхний структурный этаж развит
шире и представлен терригенно-глини-
стой, терригенно-карбонатной и молас-
совой пестроцветной формациями соот-
ветственно байос-батского, келловей-
оксфордского и киммеридж-титонского
(местами вместе с неокомом) возраста.
Их суммарная мощность достигает
3,5 км.
Строение киммерийского структурно-
формационного комплекса Западного
Причерноморья в значительной степе-
13
Рис. 5. Структурная карта юга междуречья
Прут — Днестр по подошве юрских отложе-
ний (составили А. Т. Богаец, В. И. Хныкин,
Н. М. Чир, 1983 г.)
1 — изогипсы подошвы юрских отложений (по ма-
териалам бурения и сейсморазведки), 2 — граница
распространения юрских отложений, 3 — главные
выявленные разрывные нарушения, 4 — скважи-
ны, вскрывшие юрские отложения
ни унаследует герцинское. Сильнее
всего это проявилось в простирании
структур. Как и в более древних ком-
плексах, здесь доминирует запад-севе-
ро-западная и северо-западная тектони-
ческая зональность (рис. 5).
Следует отметить, что даже в верх-
неюрском этаже прослеживаются от-
дельные элементы герцинской структу-
ры (Саратско-Балабаиовская, Лиман-
ская, Суворовско-Змеиная, Баймаклий-
ско-Баурчинская зоны поднятий,
Тузловская депрессия, Кагульско-Го-
тештское поперечное поднятие), хотя
наложение структур сыграло немалую
роль. Так, Чалыкско-Алаутская и Фур-
мановско-Приморская депрессии, хоро-
шо выраженные в толще палеозойских
пород, в структуре юрских отложений
теряют свою самостоятельность, являясь
как бы северо-западным и юго-восточ-
14
ным центриклинальными замыканиями
крупной Ореховской депрессии. Цен-
тральная часть последней почти пол-
ностью захватывает Ореховско-Суво-
ровское поперечное поднятие, просле-
женное в герцинском структурном
комплексе. Кроме того, по юрским
отложениям отчетливо выделяется Та-
тарбунарское поперечное поднятие, не
нашедшее отражения в толще палео-
зойских пород. Таким образом, струк-
турные планы киммерийского и гер-
цинского структурных комплексов За-
падного Причерноморья существенно
отличаются друг от друга [71].
В северо-восточной части Равнинно-
го Крыма и Присивашья, а также в
северной полосе Азовского моря ким-
мерийский структурно-формационный
комплекс прослежен небольшим коли-
чеством скважин и не на полную мощ-
ность. Во вскрытой части разреза вы-
делены образования флишоидной тер-
ригенной формации позднетриас-ранне-
юрского возраста и песчано-глинистой
молассовой формации средней юры.
В общем они слабо изменены вторич-
ными процессами. В ряде районов
Воз
о?
застп отложений
зЗс
2?
JQQ.
200
-20
8,
$
2000
800
>1300
>950
>300
I
I
Плиоце
чобый
Средний
баденский
верх-
ний
Сред-
ний
Нижнии
Верхний
Ниж-
ний
Сред-
ний
150
120
700
Амиинский
бодракский
Симферо-
польский
сардский
Начинении
ТСнк^ШШ-
Датский
Маастрихт-
ский
Кампан-
скио
Еантонскии-
юньякскиа
Туронский
Сеноман-
ский
Сред-
ний
Ниж-
ний
верх-
ний
Ниж-
ниа
Сарренский
готериккий
Верх-
ний
Сред-
ний
Ним-
кий
Ниж-
ний
410
380
900
170
200
200
300
920
930
320
9Х
600
1200
350
250
300
220
200
>390
>390
>200
£
(Орловская, Джанкойская, Стрелковая
площади) с ними тесно связаны анде-
зитовая, местами габбро-диорит-грано-
диоритовая формации. Углвт падения
пород в северной полосе незначитель-
Рис. 6. Сводный стратиграфический разрез
Равнинного Крыма, Северного Причерноморья
и прилегающих районов акваторий Черного
и Азовского морей (составил А. Т. Богаец,
1983 г.).
Литология (1—24); 1 — гравелиты и конгломераты,
2 — песчаники, 3 — пески, 4 — алевролиты, 5 —
песчано-алевритовые аргиллиты, 6 — песчанисто-
алевритистые глины, 7 — песчанистые глины, 8—
аргиллиты, 9 — глины, 10 — известковистые аргил-
литы, 11 — известковистые глины, 12 — кремнис-
тые аргиллиты, 13 — туфоаргиллиты, 14 — сланцы.
15 — опоки, спонголиты, гезы, 16 — туфы, туффи-
ты; мергели: 17 — песчанистые, 18 — глинистые,
19 — собственно мергели; 20 — глинистые извест-
няки; 21 — известняки; 22 — эффузивные породы;
23 — интрузивные породы; 24 — породы кристалли-
ческого основания; тип коллекторов: 25 — поровый,
26 — трещинно-поровый и порово-трещинный, 27 —
трещинный и каверно-трещинный; тип покрышек:
28 — глинистый, 29 — карбонатно-глинистый; 30—
ложные покрышки; промышленные притоки: 31 —
нефти. 32 — газа; 33 — нефтепроявления; 34 — газо-
проявления
ны, в южной изменяются от 10—15
до 70°.
Рассмотренные доальпипские струк-
турно-формационные комплексы в це-
лом составляют доплитную часть оса-
дочного чехла Южно-Сарматской кра-
евой системы. Их общая мощность ме-
няется в очень широких пределах.
В Северной полосе Азовского моря она
обычно не превышает нескольких со-
тен метров. Здесь зона распростране-
ния этих комплексов имеет минималь-
ную ширину. В западном направлении
вместе с расширением краевой системы
увеличивается мощность доплитных
комплексов, достигая в Западном При-
черноморье 10—11 км. Следовательно,
вдоль Южно-Сарматской краевой си-
стемы роль этих комплексов в строении
осадочного чехла существенно меняет-
ся. Явно доминируют они только в за-
падной части, особенно в южной зоне,
получившей название Преддобруджин-
ского прогиба.
К востоку значение доплитных ком-
плексов быстро уменьшается, и уже
в центральной части северо-западного
шельфа Черного моря в осадочном чех-
ле доминируют более молодые образо-
вания альпийского структурно-форма-
ционного комплекса, мощность которо-
го достигает 7—8 км (рис. 6). Он
15
несогласно перекрывает различные до-
плитные комплексы или кристалличе-
ский фундамент южной окраины Вос-
точно-Европейской платформы и гете-
рогенное складчатое основание Скиф-
ской плиты, представляя собой, таким
образом, ортоплатформенный чехол.
В составе альпийского структурно-
формационного комплекса выделяются
нижнемеловой, верхнемел-эоценовый,
олигоцен-нижнемиоценовый и средне-
миоцен-антропогеновый структурные
этажи. Первый сложен базальной при-
брежно-континентальной и трансгрес-
сивно-терригенной формациями, а
остальные — соответственно карбонат-
ной, терригенно-глинистой (майкоп-
ской) и пестрой терригенно-карбонат-
ной. Все они разделены обычно несо-
гласиями и заметно различны по рас-
пространению, мощностям и локализа-
ции участков максимальных и мини-
мальных значений, контрастностью и
нарушенностью структур, а нередко и
их простиранием [53, 68].
В альпийском структурно-формаци-
онном комплексе прослежен ряд обо-
собленных структурных элементов,
среди которых самым крупным являет-
ся Каркинитско-Северо-Крымский про-
гиб. В него входят территория север-
ных районов Равнинного Крыма, Кар-
кинитский залив и значительная часть
северо-западного шельфа Черного моря,
примерно до меридиана г. Одесса
(рис. 7). Прогиб асимметричен, с более
крутым и узким южным бортом. На
северном борту наклон поверхности
пород нижнемелового структурного
этажа в шельфовой зоне составляет
2—4, верхнемел-палеоценового 1, май-
копского 15—30°. Углы падения пород
южного борта соответственно в два-три
раза больше.
Наиболее глубокая часть прогиба
(Михайловская депрессия) находится
в шельфовой зоне между Одесским и
Николаевским глубинными разломами.
Здесь подошва меловых отложений за-
легает на глубинах 7—8, воздымаясь
в восточном направлении до 3—4 км.
Строение прогиба осложнено выступа-
ми, зонами поднятий и складок, а так-
же разноамплитудными разрывными
нарушениями, часто переходящими
вверх по разрезу во флексуры.
Западная центриклиналь прогиба на-
ложена на Тузловскую депрессию, а
восточная граничит с Чингульской сед-
ловиной [75]. Последняя расположена
16
в северо-западной части Азовского мо-
ря, восточнее п-ова Бирючий; она
имеет вид заостренного к югу клина,
в пределах которого мощность альпий-
ского структурно-формационного ком-
плекса уменьшается до 1700—1800 м.
Строение седловины осложнено нару-
шениями и приразломными складками,
отчетливее выраженными в нижних
этажах комплекса.
К востоку от седловины располагает-
ся Северо-Азовский однобортный про-
гиб, охватывающий северную часть
Азовского моря [40]. В зоне центри-
клинального замыкания прогиб узок
(20 км) и неглубок (1 —1,5 км), а в
восточном направлении расширяется
до 60 км и углубляется до 2—2,5 км.
В Западном Предкавказье он продол-
жается в виде Ейского прогиба. Север-
ный борт Северо-Азовско-Ейского про-
гиба разбит серией продольных нару-
шений, образующих обратно-ступенча-
тую структуру, обусловившую форми-
рование приразломных складок в мел-
палеогеновых отложениях. Южным
ограничением прогиба является Глав-
ное Азовское нарушение [40] — круп-
ный сброс с амплитудой до 2000 м.
Вся описанная депрессионная зона,
возникшая в пограничной полосе Вос-
точно-Европейской платформы и Скиф-
ской плиты и выполненная как до-
плитными, так и ортоплатформенными
образованиями неогея, названа Южно-
Сарматской краевой системой [53].
К северу от этой зоны находится
Южно-Украинская моноклиналь, харак-
теризующаяся сравнительно простым
строением. В соответствии с плавным
погружением кристаллического фунда-
мента к югу постепенно наращивается
мощность платформенного чехла, до-
стигающая 3 км у южного края моно-
клинали. Юго-западным продолжением
Приазовского выступа Украинского
щита и Чингульской седловиной Юж-
но-Украинская моноклиналь делится на
западную и восточную части. Самые
древние отложения восточной части
сложены триасовыми, юрскими и мело-
выми образованиями, а западной — ри-
фейскими и палеозойскими. В северной
части моноклинали на фоне монотонно-
го погружения фундамента и мел-па-
леогенового чехла прослеживаются сла-
бо выраженные флексуры, выступы и
депрессии, а также локальные подня-
тия, большинство из которых отражено
в поверхности фундамента и нижних
1634
Рис. 7. Структурная карта Юга Украины и прилегающих акваторий по .поверхности домеловых пород (составили А. Т. Богаец,
А. Д. Самарский, А. И. Самсонов, И. М. Чир, 1983 г.):
1 — изогипсы поверхности домеловых пород (по материалам бурения и сейсморазведки), 2 — главные разрывные нарушения, 3— районы выхода
домеловых пород на поверхность, 4 — локальные поднятия, 5 — скважины, использованные при построении карты
горизонтах осадочного чехла, выпола-
живаясь вверх по разрезу. Самая
южная полоса моноклинали местами
осложнена субширотными нарушения-
ми, обусловливающими ступенчатое
(иногда обратно-ступенчатое) погруже-
ние фундамента и наращивание разреза
осадочного чехла, прежде всего за счет
его нижней части — доплитных ком-
плексов. В ортоплатформенном чехле
эти нарушения обычно прослеживают-
ся, или проявляются, слабо, чаще всего
в виде флексур. К северу от Тендров-
ской косы сейсморазведочными ра-
ботами и бурением выявлен узкий суб-
широтный грабенообразный прогиб,
выполненный домеловыми, скорее все-
го, пермо-триасовыми и юрскими отло-
жениями мощностью до 1000 м. Он на-
зван Скадовским прогибом.
К югу от депрессионной зоны распо-
лагается полоса приподнятого залега-
ния складчатого основания, в состав
которой входят поднятие Губкина, Ка-
ламитско-Центрально-Крымское мега-
поднятие и Среднеазовское поднятие
[21, 35, 53, 75 и др.].
Первое характеризуется сильным
уменьшением мощности альпийского
структурно-формационного комплекса.
Оно ограничивает с юго-запада Карки-
нитско-Северо-Крымский прогиб, на за-
паде крупным разломом отделяется от
массива Северной Добруджи. Его вос-
точное периклинальное замыкание на-
мечается вблизи Одесского глубинного
разлома. Поднятие отделено Сулинско-
Тарханкутским разломом от погребен-
ной Суворовско-Змеиной зоны подня-
тий и по подошве нижнего мела при-
поднято относительно смежных рай-
онов на 1,5—2,0 км.
Каламитско - Центрально - Крымское
мегаподнятие расположено в централь-
ной части Равнинного Крыма и приле-
гающей с запада части Черного моря.
В его пределах выделяется несколько
структурных элементов второго поряд-
ка: Новоселовское, Каламитское и Сим-
феропольское поднятия, Ильичевский
и Новоцарицынский выступы, Альмин-
ская и Калиновская депрессии.
Новоселовское поднятие расположе-
но в западной части Равнинного Крыма
и вытянуто в широтном направлении.
Оно четко вырисовывается границей
отсутствия палеогеновых отложений.
Его строение асимметрично, северное
крыло несколько круче южного.
Каламитское поднятие расположено
к западу от Новоселовского, в север-
ной части Евпаторийского (Каламитско-
го) залива, протягиваясь в шельфовой
зоне примерно до меридиана с. Оленев-
ка. Характеризуется сокращенным раз-
резом не только палеоген-неогеновых,
но и верхне — нижнемеловых отложе-
ний. Подошва мела в своде поднятия
залегает на глубине около 1000 м. Не-
сколько обособленное западное его по-
гружение названо Ильичевским высту-
пом.
Симферопольское поднятие представ-
ляет собой наиболее приподнятую часть
мегаподнятия, где мощность альпий-
ского структурно-формационного ком-
плекса составляет всего 300—500 м.
На юге оно по разлому примыкает к
мегантиклинорию Горного Крыма, на
севере отделяется от Новоселовского
поднятия неглубокой и узкой Калинов-
ской депрессией, выполненной верхне-
меловыми — неогеновыми отложения-
ми. От Симферопольского поднятия на
северо-запад отходит небольшое ответ-
вление — Сакский выступ. Северо-вос-
точное погружение, прослеживающееся
к Среднеазовскому поднятию, известно
как Новоцарицынский выступ. Соответ-
ствующий ему перегиб по поверхности
фундамента прослеживается также в
низах осадочного чехла, постепенно
выполаживаясь вверх по разрезу.
В эоценовых и более молодых отложе-
ниях он не выражен. На западе Сим-
феропольское поднятие граничит с
Альминской депрессией — неглубокой
и пологой структурой, выполненной в
основном палеоген-неогеновыми отло-
жениями. Эта депрессия отделяет за-
падную часть мегантиклинория Горно-
го Крыма от Сакского выступа и Кала-
митского поднятия и раскрывается в
сторону Черного моря. Южный борт
ее круче, чем северный, и осложнен
мелкими складками.
Восточным продолжением Каламит-
ско-Центрально-Крымского мегаподня-
тия является Среднеазовское поднятие.
Роль перемычки между ними играет
Нижнегорская седловина, выраженная
в гипсометрии подошвы меловых по-
род. По палеоген-неогеновым отложе-
ниям седловина значительно смещена
к северу.
Среднеазовское поднятие представ-
ляет собой крупную положительную
субширотную структуру, протягиваю-
щуюся через Азовское море и перехо-
дящую в Западном Предкавказье в Ка-
18
невско-Березанский вал. На юге оно
переходит в северный борт Индоло-
Кубанского прогиба, на севере ограни*-
чивается Главным Азовским наруше-
нием. Шарнир поднятия погружается
на запад и восток от центральной час-
ти акватории, Рассматриваемый текто-
Рис. 8. Сводный стратиграфический разрез
Керченского п-ова и прилегающих районов
акваторий Черного и Азовского морей (соста-
вил А. Д. Самарский, 1983 г.).
Литология (1—14): 1 — гравелиты, конгломераты,
2 — песчаники, 3 — пески, 4 — алевролиты, 5 —
песчано-алевритовые глины, 6 — глины, 7 — из-
вестковистые глины, 8 — аргиллиты, 9 — мергели,
10 — глинистые мергели, 11 — глинистые известня-
ки, 12 — известняки, 13 — рифогенные известняки,
14 — магматические породы; тип коллекторов: 15 —
поровый, 16— трещинно-поровый, порово-трещин-
ный, 17 — трещинный и каверново-трещинный; тип
покрышек; 18 — глинистый, 19 — карбонатно-гли-
нистый; промышленные и полупромышленные при-
токи: 20 — нефти, 21 — газа, 22 — нефтепроявле-
ния. 23 — газопроявления
нический элемент резко выражен в
структуре нижнемелового и верхнемел-
эоценового структурных ярусов. По
верхнемайкопским отложениям и нео-
ген-атропогеновому структурному эта-
жу оно нивелируется и преобразуется
в моноклиналь с падением на юг.
В присводовых частях поднятия мощ-
ность осадочного чехла сокращена до
500—700 м; из разреза полностью
выпадают мел-эоценовые отложения.
В структуре поднятия выделяются три
субширотные зоны антиклинальных
складок.
На юго-востоке рассматриваемого ре-
гиона развита сложная система круп-
ных депрессий и поднятий; она сфор-
мировалась на протяжении мезо-кайно-
зоя в районе периклинальных замыка-
ний мегантиклинориев Горного Крыма
и Северо-Западного Кавказа и тесно
связана с ними как пространственно,
так и генетически. По молодым олиго-
межпериклинальный
цен-неогеновым отложениям здесь
установлены две ветви максимального
прогибания, включающие Индоло-Ку-
банский (северная ветвь) и Керчен-
ско-Таманский
(южная ветвь) прогибы. Последний
к западу через Южно-Карангатскую
перемычку переходит во впадину Соро-
кина, а к юго-востоку — в Туапсин-
ский прогиб. На западе и юго-востоке
района довольно четко выделяются
погребенные структуры мегантиклино-
риев Горного Крыма (Юго-Западная
равнина Керченского п-ова) и Северо-
Западного Кавказа (Анапский выступ
и зона Барьерных антиклиналей).
Индоло-Кубанский олигоцен-неоге-
новый прогиб на западе ограничен Но-
воцарицынским выступом, на севере —
южным склоном Среднеазовского под-
Мощность пород майкопской
здесь 3000—5000,
отложений 2000—
нятия.
серии достигает
а более молодых
3500 м (рис. 8). Ось прогиба прости-
2
19
рается в широтном направлении и по
неоген-четвертичному комплексу про-
ходит у северного побережья Керчен-
ского и Таманского п-овов, по майкоп-
скому она смещается на 15—20 км
южнее.
В основании прогиб имеет весьма
различные тектонические элементы бо-
лее ранней генерации (юра — эоцен).
Северным крылом он перекрывает
структуры Скифской плиты, приосевой
частью и южным крылом на востоке —
мел-эоценовые флишевые прогибы се-
верного крыла мегантиклинория Севе-
ро-Западного Кавказа, а на западе —
центриклинали этих прогибов и струк-
туры мегантиклинория Горного Крыма.
Здесь, как и в большинстве альпийских
прогибов, довольно четко устанавлива-
ется внешняя и внутренняя зоны.
В пределах первой отложения олиго-
цен-плиоцена практически не дислоци-
рованы, в пределах второй смяты в
брахиантиклинальные складки, ослож-
ненные глиняным диапиризмом и гря-
зевым вулканизмом. Граница между
зонами проводится по протяженной
долгоживущей системе нарушений,
разделяющей структуры Скифской
плиты и Крымско-Кавказских альпид.
Эта структурная линия первого поряд-
ка хорошо прослеживается в Централь-
ном Крыму, а к востоку приобретает
погребенный характер. На Керченском
п-ове она проводится по Владиславов-
ско-Восходовской линии складок, кото-
рой в подмайкопском комплексе от-
вечает система крупноамплитудных
нарушений. В Предкавказье она про-
должается по Анастасиевско-Красно-
дарской линии складок и Ахтырскому
глубинному разлому.
В центральной и южной частях Кер-
ченского п-ова прослеживаются про-
должение и центриклинальное замыка-
ние мелового Абино-Гунайского и па-
леоцен-эоценового Афипского прогибов
Северо-Западного Кавказа. Здесь, как
и в Предкавказье, прогибы выполнены
мощными (до 1000—3000 м) терриген-
но-карбонатными флишоидными ком-
плексами.
Керченско-Таманский межперикли-
нальный прогиб — это крупная отрица-
тельная структура северо-восточного
простирания шириной 25—30 и протя-
женностью около 100 км. Он разделяет
периклинальные погружения Крымско-
го и Кавказского горных сооружений.
Его северо-западной границей является
Правдинский разлом, амплитуда кото-
рого уменьшается с запада на восток
от 2000 до 500 м. Юго-восточная грани-
ца, по-видимому, контролируется си-
стемой Анапских разломов, ограничи-
вающих с северо-запада зону погруже-
ния Кавказского мегантиклинория.
В строении прогиба принимает участие
толща майкопских отложений мощ-
ностью около 4000 м и 1500—2000-ме-
тровый постмайкопский комплекс. Он
осложнен системой складок северо-вос-
точного простирания. Ось Керченско-
Таманского прогиба проходит от цен-
тральной части Таманского п-ова в на-
правлении на юго-запад.
Через неглубокую Южно-Карангат-
скую перемычку прогиб соединяется с
впадиной Сорокина, выполненной мощ-
ной (до 6000 м) толщей отложений
олигоцена, а также вероятно, мело-
вых и палеоцен-эоценовых пород [9].
В структурном плане неогеновых отло-'
жений впадина не выражена.
С юга Крымско-Кавказская область
альпийского орогенеза ограничена
субширотным Восточно-Черноморским
разломом, отделяющим ее от глубокого
погребенного Черноморского (Понтиче-
ского) срединного массива, вероятно, с
байкальским основанием [9]. По сей-
смическим данным его чехол в верхней
части сложен, по-видимому, майкоп-
скими и плиоцен-антропогеновыми от-
ложениями, смятыми в пологие спокой-
ные складки с углами падения крыль-
ев 2-10°.
ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ФОРМИРОВАНИЯ
СТРУКТУРЫ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА
В истории формирования структуры
осадочного чехла Юга Украины и при-
легающих морей можно выделить два
основных, неодинаковых по продолжи-
тельности этапа: позднепротерозойско-
юрский и мел-антропогеновый. Первый
охватывает байкальский, герцинский и
киммерийский циклы текстогенеза, в
течение которых в южной полосе ре-
гиона формировались складчатые си-
стемы (структурные комплексы склад-
чатого основания Скифской плиты
и Добруджинского массива), а в се-
верной — различные резонансно-текто-
нические структуры (доплитных ком-
плексов южной окраины Восточно-Ев-
ропейской платформы).
Второй, менее продолжительный,
этап соответствует альпийскому циклу
20
тектогенеза и характеризуется образо-
ванием типично платформенных струк-
тур как в пределах древней, так и мо-
лодой платформ (структуры ортоплат-
форменного чехла).
Позднепротерозойско-юрский этап
Начало этого этапа — позднепротеро-
зойское время — характеризуется, с
одной стороны, консолидацией фунда-
мента УЩ, с другой — возникновением
к югу от него серии глубинных раз-
ломов, секущих субмеридиональные
структуры древней платформы и об-
условливающих заложение новых бай-
кальских геосинклинальных систем
[42, 81,83].
Северная геосинклинальная система
охватила большую часть южной полосы
региона. Она огибала Нижнекубанский
и Западно-Альминскип срединные мас-
сивы и выступы южного края Восточ-
но-Европейской платформы, меняя про-
стирание с юго-восточного в Западном
Предкавказье, через субширотное на
большей части Азовского моря до юго-
западного в восточных районах Рав-
нинного Крыма. На меридиане г. Джан-
кой простирание структур довольно
резко меняется на юго-восточное, кото-
рое в западном направлении снова
постепенно переходит в широтное, а
затем в пределах Добруджи — в северо-
западное [53, 68].
В этих геосинклинальных прогибах
накапливались преимущественно пес-
чано-глинистые и глинисто-карбопат-
ные осадки, а также вулканогенные
образования основного, реже среднего
состава, затем преобразованные регио-
нальным метаморфизмом до зелено-
сланцевой и амфиболитовой фаций.
По наличию двух толщ, существен-
но отличающихся метаморфизмом,
определениям абсолютного возраста и
двукратной смене вулканогенных пород
нормально-осадочными, отмечаемой на
Северном Кавказе [80], можно гово-
рить о двух циклах тектогенеза: ран-
небайкальском и позднебайкальском.
Судя по данным [12, 53, 60, 68],
позднебайкальские тектоно-магматиче-
ские процессы проявились сильнее, чем
раннебайкальские, и охватили большую
площадь рассматриваемого региона.
Об этом свидетельствует и тот факт,
что именно они существенно отрази-
лись в прилегающей полосе Восточно-
Европейской платформы в виде интен-
сивных перикратонных опусканий.
Так, в пределах Днестровско-Прутако-
го междуречья и соседних районов в
это время сформировался достаточно
глубокий прогиб, выполненный песча-
но-глинистыми образованиями валдай-
ской серии позднего протерозоя и тес-
но связанной с ней в структурном
отношении балтийской серии ранне-
кембрийского возраста. Их мощность
увеличивается в сторону Добруджи, до-
стигая в районе с. Суворове 1400 м.
Синхронность этих образований и бо-
лее измененных добруджинских анало-
гов устанавливается по абсолютному
возрасту пород [12, 68].
Рассматривая особенности изменения
мощности описываемого структурного
комплекса [13], видно, что несомнен-
но перикратонный прогиб продолжает-
ся к востоку, возможно, вплоть до се-
веро-восточной части Равнинного Кры-
ма. Правда, здесь он, очевидно, значи-
тельно сужается.
Восходящие движения, начавшиеся
в Добрудже в конце протерозоя, охва-
тили и прилегающую часть перикра-
тонного прогиба. В середине кембрия
происходило общее воздымание склад-
чатой области и прилегающих зон, вы-
разившееся в крайне ограниченном
распространении в регионе среднекем-
брийских и отсутствии верхнекембрий-
ских отложений. Оно было умеренным
и типичным орогенезом не заверши-
лось. Такие условия сохранялись
вплоть до начала силурийского перио-
да [12, 68, 80, 87]. В связи с этим мы,
как и некоторые другие исследователи
[72, 80], не видим оснований для вы-
деления в геологической истории ре-
гиона самостоятельного каледонского
цикла тектогенеза. В соответствующее
ему время происходили завершающие
поднятия позднебайкальского цикла и
вслед за ними наступила фаза квази-
платформенной стабилизации. В от-
дельных районах, вероятно, имели мес-
то проявления каледонского эпиплат-
форменного орогенеза [68].
Развитие герцинских геосинклиналь-
ных прогибов происходило в основном
на значительно переработанном бай-
кальском складчатом основании. Вмес-
те с ним некоторой переработке под-
вергались отдельные пограничные зоны
древней платформы и срединных мас-
сивов [53, 68].
Несмотря на значительную перера-
ботку байкальских структур, их строе-
21
ние, наряду с конфигурацией южной
границы Восточно-Европейской плат-
формы, оказало существенное влияние
на формирование герцинских геосин-
клинальных прогибов. Простирание
последних было полностью подчинено
тектонической зональности байкальско-
го структурного комплекса.
Начальная стадия развития герцин-
ских геосинклиналей приходится на
позднесилурийско-раннедевонское вре-
мя. Она документируется толщей
аспидных сланцев, реже кварцитов и
измененных известняков. Местами фик-
сируются магматические тела основ-
ного состава. Мощность сохранившихся
от размыва пород этого возраста дости-
гает в Добрудже 1800—2000 м. В Рав-
нинном Крыму скважинами вскрыта
только их верхняя часть (до 1200 м).
Формирование геосинклинальных про-
гибов сопровождалось интенсивным
опусканием прилегающих зон Восточ-
но-Европейской платформы, хорошо
прослеженным в Западном Причерно-
морье, где в то время накапливались
вначале глинисто-карбонатные, а затем
преимущественно терригенно-глинис-
тые образования. Общая их мощность
колеблется в широких пределах, дости-
гая местами 1500—1900 м. Характер ее
изменения [13] свидетельствует о до-
статочно отчетливом обособлении от-
дельных депрессий и зон поднятий.
Зрелой стадии развития герцинид на
территории Равнинного Крыма соответ-
ствует толща глинисто-карбонатных
образований флишоидного типа, свиде-
тельствующая об усилении дифферен-
циации тектонических движений. Ее
возраст условно определяется как сред-
недевонский — раннекаменноугольный.
Ритмически чередующиеся карбонатно-
терригенные осадки накапливались в
это время и в Северо-Добруджинской
геосинклинали.
В Преддобруджье изменение текто-
нического режима на рубеже раннего
и среднего девона выразилось в неко-
тором ослаблении нисходящих движе-
ний и смене терригенно-глинистых об-
разований сульфатно-карбонатными, а
затем преимущественно карбонатными
осадками, накапливающимися вплоть
до второй половины визейского време-
ни. На этой стадии развития в рассма-
триваемой части перикратонного про-
гиба хорошо обособились Чалыкско-
Алуатская, Фурмановско-Приморская
и Тузловская депрессии, где мощность
средне девоиско-иижневизейских отло-
жений достигает 1500—2000 м, а так-
же Лиманская, Суворовско-Змеиная и
Баймаклийско-Баурчинская зоны под-
нятий, характеризующиеся сокращен-
ными мощностями пород этого возрас-
та. Простирание этих структурных эле-
ментов запад-северо-западное.
Орогенные движения в Северной До-
брудже начались в карбоне и продол-
жались до раннетриасового времени
включительно. Их влияние на развитие
прилегающей полосы древней платфор-
мы выразилось в формировании ком-
пенсационного передового, а затем
предгорного прогиба.
С первой, раннеорогенной, стадией
его развития связано накопление серо-
цветных глинисто-песчаных угленос-
ных осадков серпуховского возраста
мощностью до 700 м, а со второй,
позднеорогенной, наступившей после
некоторого общего воздымания терри-
тории и перерыва в осадконакопле-
нии,— преимущественно терригенных,
в том числе грубообломочных образо-
ваний в основном континентального
происхождения. Местами развиты так-
же лагунные и мелководно-морские
сульфатные и карбонатные отложения,
основные и кислые вулканогенные по-
роды. Эти верхнемолассовые образова-
ния пермско-раннетриасового возраста
характеризуются сильным изменением
литологического состава и мощности.
По характеру изменения литологиче-
ского состава можно выделить два
участка максимальных погружений.
Первый расположен в западной, прп-
прутской, части Чалыкско-Алуатской
депрессии. Здесь верхняя моласса пред-
ставлена породами осадочного проис-
хождения мощностью более 2000 м. Вто-
рой намечается в районе сел Татарбу-
нары, Дмитриевка и оз. Сасык. В его
пределах наряду с осадочными широко
развиты вулканогенные образования. Их
общая мощность также превышает
2000 м.
Заключительный этап развития гер-
цинид Крыма и прилегающих районов
изучен очень слабо. Нам представляет-
ся, что инверсионные движения не за-
вершились здесь типичным орогенезом.
На это указывают некоторые факты
[68], в частности слабое проявление
компенсационных прогибаний во внеш-
ней периферийной зоне складчатой об-
ласти и краевой части древней плат-
формы. Формировавшиеся передовые
22
прогибы выполнялись, вероятно, пре-
имущественно нижней морской молас-
сой. Терригенные, в том числе грубо-
обломочные породы пермо-триаса, ко-
торые можно рассматривать в качестве
герцинской верхней молассы, выявлены
пока только в северо-восточной части
Присивашья в районе с. Новоалексеев-
ка, где их вскрытая мощность состав-
ляет около 500 м. По направлению к
г. Геническ они замещаются глинисты-
ми образованиями [52]. На основании
этого можно говорить о расположении
источника терригенного материала за-
паднее Новоалексеевской площади и об
ограниченных размерах этого участка
возвышенной суши. Возможно, нм был
Балашовский выступ. Красноцветные
терригенные породы мощностью около
400 м вскрыты недавно параметричес-
кой скважиной в прикаркинитской по-
лосе Северного Причерноморья в рай-
оне с. Новофедоровка. Не исключено,
что и их возраст пермско-триасовый.
Герцинская складчатость не обеспе-
чила окончательной консолидации зем-
ной коры в южной полосе рассматри-
ваемого региона. После некоторой ста-
билизации тектонического режима уже
в среднетриасовую и особенно поздне-
триасовую эпохи большая часть этой
области была охвачена киммерийскими
тектоно-магматическими процессами.
Формировавшиеся геосинклинальные
прогибы заполнялись вначале преиму-
щественно карбонатными осадками
(среднетриасовая эпоха), а затем тер-
ригенно-глинистыми флишоидными об-
разованиями, накопление которых про-
должалось примерно до середины ран-
неюрской эпохи. Активизация тектони-
ческих движений сопровождалась об-
разованием разрывов и проявлениями
эффузивного и интрузивного магматиз-
ма. Для Северной Добруджи характер-
ны подводные излияния диабазов и
кварцевых порфиритов. В Равнинном
Крыму среди эффузивов преобладают
породы среднего состава (андезитовые
порфириты), наряду с которыми встре-
чаются также основные и кислые эф-
фузивы. Интрузивные тела представ-
лены обычно дайками и силлами основ-
ного, реже среднего и кислого состава.
Отмечены и более крупные куполовид-
ные тела (кварцевые габбро-диориты у
с. Северное). Вскрытая мощность этих
геосинклинальных образований в Рав-
нинном Крыму достигает 2000 м. В гор-
ных районах она составляет 4000—
6000 м. В Северной Добрудже мощ-
ность сохранившейся от размыва части
разреза местами превышает 1000 м.
Примерно в то же время в интенсив-
ные прогибания втягивались и приле-
гающие районы Восточно-Европейской
платформы, западная, преддобруджин-
ская, часть этого перикратонного про-
гиба заполнялась сначала преимуще-
ственно карбонатными, а затем мер-
гельными и терригенно-глинистыми
осадками, вскрытая мощность которых
(с учетом углов падения пород) дости-
гает в Фурмановско-Приморской де-
прессии 3950 м.
Что касается восточного участка пе-
рикратонных опусканий, то он менее
изучен. Судя по геофизическим мате-
риалам, мощность верхнетриас-нижне-
юрских отложений в северо-восточных
районах Крыма и Присивашья дости-
гает 2000—3000 м [75]. Скважинами
вскрыты только самые верхи этой тол-
щи, сложенные главным образом гли-
нистыми и песчано-алевритовыми обра-
зованиями, нередко флишоидного об-
лика.
В конце лейаса Тулчинская зона Се-
верной Добруджи начала испытывать
поднятия, которые сопровождались
формированием передового прогиба.
В байос-батское время в прогибе нако-
пилась толща пестроцветных песчано-
глинистых отложений мощностью до
2000 м. Некоторое замедление темпа
прогибаний в келловей-оксфордское
время выразилось в постепенной смене
глинистых осадков карбонатно-глинис-
тыми и карбонатными, в том числе
биогермными. Киммеридж-титонское
время ознаменовалось активизацией
орогенных движений в Северной До-
брудже, в связи с чем передовой про-
гиб сместился несколько к северу и
приобрел черты предгорного. Мощность
накопившейся в нем верхней молассы
достигает 1000—1200 м.
Общие контуры юрской преддобруд-
жинской области прогибания и ее про-
стирание в целом унаследованы от
герцинского прогиба, чего однако не-
льзя сказать о структурах второго по-
рядка. Наиболее интенсивными погру-
жениями был охвачен центральный
участок прогиба, включая район Суво-
ровско-Ореховского палеозойского по-
перечного поднятия, где формировалась
глубокая Ореховская депрессия. Рай-
оны Чалыкско-Алуатской и Фурманов-
23
ско-Приморской депрессий испытывали
сравнительно слабые прогибания и
развивались как центральные части
Ореховской депрессии. Татарбунарс-
кий участок максимальных мощностей
пермско-триасовых отложений потерял
тектоническую активность. Вместе с
северо-восточными районами прогиба
он характеризуется небольшими мощ-
ностями юрских отложений [13, 68].
Начиная со второй половины лейаса
инверсионными процессами были охва-
чены также Крымский и Азовский сег-
менты киммерид. Об интенсивности
этих процессов судить трудно, так как
нижнемолассовые песчано-глинистые
образования, которые выполняли фор-
мировавшиеся передовые прогибы, пол-
ностью вскрыты только на одном уча-
стке северной периферийной зоны
(район г. Геническ). Их мощность со-
ставляет здесь около 300 м.
Завершающие поднятия в районах
Равнинного Крыма и прилегающих
акваторий проявились уже с конца
среднеюрской эпохи. В позднеюрское
время почти весь рассматриваемый
район сохранял приподнятое положе-
ние, за исключением самых юго-восточ-
ных участков, вовлеченных в погруже-
ние Восточно-Крымской остаточной
геосинклиналью [43, 62]. Развитие
этих поднятий происходило, скорее
всего, замедленно [68].
Подытоживая изложенное, можно
сделать следующие выводы.
Формирование структуры доплитных
комплексов тесно связано с развитием
располагавшихся южнее геосинклина-
лей. Наиболее четко эта связь просле-
живается в Западном Причерноморье.
В более восточных слабо изученных
районах она документируется лишь
отдельными частями разреза.
В Западном Причерноморье с на-
чальными и зрелыми стадиями разви-
тия позднебайкальской, герцинской и
киммерийской геосинклинальных си-
стем Добруджи связано заложение и
формирование перикратонных прогибов
в прилегающей части древней плат-
формы с накоплением преимуществен-
но терригенно-глинистых и карбонат-
ных формаций. Раннеорогенным ста-
диям герцинского и киммерийского
циклов тектогенеза Северной Добруд-
жи соответствуют этапы развития пе-
редовых, а позднеорогенным — пред-
горных прогибов с типичным комплек-
сом молассовых образований. Между
24
этими циклами тектогенеза имела место
некоторая стабилизация тектонического
режима, причем не только в пределах
краевой части древней платформы, но
и в Добрудже, что выразилось в не-
больших мощностях и характере нако-
пившихся осадков.
В более восточных районах формиро-
вание структуры доплитных комплек-
сов характеризуется некоторыми осо-
бенностями, что объясняется, с одной
стороны, приподнятым положением
основания древней платформы, а с дру-
гой,— различной интенсивностью тек-
тоно-магматических процессов на от-
дельных этапах геосинклинального раз-
вития Крыма и Добруджи. В связи с
этим перикратонные опускания про-
явились здесь в сравнительно узкой
полосе, непосредственно примыкающей
к геосинклинальным прогибам. Бли-
зость последних обусловила увеличение
роли разломной тектоники и магматиз-
ма, что выразилось в несколько боль-
ших, чем в Западном Причерноморье,
вторичных изменениях и дислоциро-
ванное™ домеловых пород. Более сла-
бым выражением позднеорогениой ста-
дии развития герцинского и киммерий-
ского циклов тектогенеза в области
Равнинного Крыма и прилегающих
районов объясняется слабое проявле-
ние соответствующих компенсационных
прогибаний и, следовательно, сравни-
тельно небольшие мощности и ограни-
ченное распространение верхнемолас-
совых образований.
Формационные ряды герцинского и
киммерийского комплексов региона
имеют много общего. Особенно хорошо
эта общность прослеживается в наи-
более изученной области — Западном
Причерноморье. Некоторое уменьшение
мощности формаций киммерийского
комплекса, особенно его позднеороген-
ных образований, обусловлено общим
угасанием геосинклинальных процес-
сов. После киммерийского орогенеза
здесь окончательно консолидировалась
земная кора с преобразованием этой
складчатой области в молодую плат-
форму. Таким образом, киммерийский
цикл тектогенеза является завершаю-
щим этапом мегацикла, начавшегося в
байкальскую эпоху, а герцинский —
его кульминационной частью.
В целом структура доплитных ком-
плексов формировалась в условиях пре-
обладающих нисходящих движений.
Эти движения были дифференцирован-
ними, в результате чего в пределах
всех развивающихся прогибов возника-
ли и формировались зоны поднятий и
отдельные выступы. Они четко отрази-
лись на характере изменения мощнос-
тей тех илй иных толщ осадочного
чехла.
Мел-антропогеновый этап
(альпийский цикл тектогенеза)
В связи с окончательной консолида-
цией земной коры и преобразованием
подавляющей части рассматриваемой
складчатой области в молодую плиту
начиная с мелового периода в регионе
явно доминировали типично платфор-
менные условия, в которых формиро-
вался ортоплатформенный чехол.
В берриас-валанжинское время боль-
шая часть региона представляла собой
сушу, за исключением отдельных де-
прессионных зон, сохранивших тенден-
цию к прогибанию g поздней юры.
К ним относятся прежде всего остаточ-
ные геосинклинальные прогибы юго-
восточной и юго-западной частей Кры-
ма, где накапливались преимуществен-
но карбонатные и глинистые осадки,
нередко флишевого характера.
Начиная с готеривского и барремско-
го времени слабыми прогибаниями
были охвачены и другие районы, что
обусловило постепенное расширение
моря и накопление прибрежных и мел-
ководных терригенных осадков.
Альбское время характеризуется зна-
чительным усилением прогибаний, вы-
разившихся в почти повсеместном рас-
пространении альбских отложений и
постепенной смене мелководных гли-
нисто-алеврит-песчаных образований
умеренно глубоководными, главным
образом глинистыми, реже мергельны-
ми осадками. Общие интенсивные про-
гибания сопровождались усилением
складко- и разрывообразования, места-
ми проявлением вулканизма.
В раннемеловую эпоху в районе Тар-
ханкутского п-ова и западнее форми-
руется достаточно глубокий субширот-
ный Михайловско-Тарханкутский про-
гиб. Восточная его центриклиналь
имеет отчетливо выраженное запад-се-
веро-западное простирание, как и огра-
ничивающие ее зоны поднятий. На за-
падном отрезке последние приобретают
широтную ориентировку [68]. Не-
сколько северо-восточнее прослежива-
ется более глубокий Серебрянский про-
гиб, имеющий в общем субширотное
простирание. Максимальная мощность
нижнемеловых отложений превышает
здесь 2500 м. Южнее Михайловско-
Тарханкутского прогиба развивалось
также субширотное Каламитское под-
нятие.
В пределах Восточного Присивашья
и юго-восточных районов Равнинного
Крыма формировались структурные
элементы северо-восточного простира-
ния — Северо-Арабатская и Белогор-
ско-Советская депрессии, а также при-
легающие к ним зоны поднятий.
Северо-западная тектоническая зо-
нальность отчетливо проявилась в
Северном Причерноморье. Примером
могут служить неглубокая Новоалексе-
евско-Каховская депрессия и ограничи-
вающие ее с юго-запада Виноградов-
ское и Балашовское поднятия.
Во вторую половину раннемеловой
эпохи закладывается неглубокий суб-
широтный Северо-Азовский прогиб,
ограниченный на юге крупным отчет-
ливо проявившимся в то время Средне-
азовским поднятием.
Таким образом, для всей раннемело-
вой стадии развития региона характер-
но формирование структурных элемен-
тов широтного, северо-западного и се-
веро-восточного простирания, в чем
нашли отражение особенности строе-
ния складчатого основания.
В позднемел-эоценовое время палео-
тектонические и палеогеографические
условия существенно изменились. Тер-
ригенное осадконакопление сменяется
преимущественно карбонатным и гли-
нисто-карбонатным. Г осподствующее
значение приобретает субширотная
тектоническая зональность, длительное
воздействие которой обусловливает по-
степенную перестройку общего струк-
турного плана региона [68] (рис. 9).
Наиболее сильные прогибания испы-
тывали в то время северная, особенно
северо-западная, части Равнинного
Крыма и прилегающие районы, где
формировался крупный субширотный
Каркинитско-Северо-Крымский прогиб.
Мощность накопившихся в нем верхне-
мел-эоценовых отложений достигает
3500—4000 м. Южнее, причленяясь к
Каламитскому, развивалось Новоселов-
ское поднятие. Продолжают формиро-
ваться Симферопольское и Среднеазов-
ское поднятия, а также Северо-Азов-
ский прогиб. В пределах юго-западной
части Равнинного Крыма в начале
позднемеловой эпохи закладываются
25
Рис. 9. Структурная карта Юга Украины и прилегающих акваторий ио кровле нижнепалеоценовых отложений (составили .А. Т. Богаец,
А. Д. Самарский, Н. М. Чир, А. И. Самсонов, 1983 г.):
1 — изогипсы кровли нижнепалеоценовых отложений (в районах их отсутствия — поверхности нижележащих верхнемеловых пород), 2— граница распростране-
ния палеоценовых отложений, з — район отсутствия верхнемеловых отложений, 4 — главные разрывные нарушения, 5 — основные скважины, использованные при
построении карты
Рис. 10. Структурная карта Юга Украины и прилегающих акваторий по подошве майкопских отложений (составили А. Т. Богаец,
А. Д. Самарский, II. М. Чир, А. А. Шиманский, 1983 г.):
I — изогипсы подошвы, майкопских отложений, 2 — разрывные нарушения, 3 — район отсутствия майкопских отложений, 4 — основные
скважины, использованные при построении карты
неглубокие Альминская и Калиновская
депрессии.
По мере развития субширотных
структурных элементов северо-запад-
ная и северо-восточная тектонические
зональности постепенно подавляются.
Однако их влияние на распределение
мощностей накапливающихся отложе-
ний продолжается достаточно длитель-
ное время, местами вплоть до эоцена
включительно.
Олигоценовая эпоха характеризуется
усилением прогибаний на большей час-
ти рассматриваемого региона и оконча-
тельным становлением субширотной
тектонической зональности (рис. 10).
Весьма интенсивно эти процессы про-
ходили в пределах юго-восточных рай-
онов Равнинного Крыма, северной час-
ти Керченского п-ова и прилегающей
полосы Азовского моря, где в то время
формировался крупный Индоло-Кубан-
ский прогиб, втянувший в опускание
Среднеазовское поднятие и положи-
тельные структурные элементы Восточ-
ного Присивашья. Мощность накопив-
шихся преимущественно глинистых от-
ложений достигает здесь 4—4,5 км.
В неогеновом периоде в общем на-
следуется тектонический режим олиго-
ценовой эпохи, однако его активность
постепенно уменьшается.
Из изложенного вытекает, что совре-
менная структура ортоплатформенного
чехла Юга Украины, включая север-
ную часть Черного моря, сформирова-
лась в условиях наложения субширот-
ной зональности позднемел-неогенового
времени на сложно построенные струк-
турные формы раннемеловой стадии
развития региона, отражающей строе-
ние фундамента. Результатом такого
наложения является наблюдающееся
здесь разное простирание складок.
ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ
И ФОРМИРОВАНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ ПОДНЯТИЙ
Локальные поднятия доальпийских
структурных комплексов Западного
Причерноморья представляют собой
брахиантиклинали эллиптических очер-
таний, реже куполовидные структуры
(Яргаринская, Порумбештская, Голу-
бойская, Белолесская и др.), часто
осложненные сбросами, иногда взброса-
ми, с сокращенными мощностями отло-
жений в сводах; это свидетельствует
об их длительном конседиментапион-
ном развитии. Обычно они имеют севе-
Рис. 11. Структурная карта площади Вишне-
вая по условному отражающему горизонту IX
(подошва среднедевонских отложений) и гео-
логический разрез по профилю 7406 (состави-
ли А. Л. Шипилов, Н. М. Чир):
1 — изогипсы, 2 — разрывные нарушения, 3 — ли-
ния геологического разреза, 4 — границы страти-
графических подразделений в условиях согласного
(а) и несогласного (б) залегания, 5 — сейсмиче-
ские условные и отражающие горизонты, в — сква-
жины: а — пробуренные и бурящиёся, б — проект-
ные
ро-западное и запад-северо-западное
простирание, группируясь в отдельные
цепочки такой же ориентировки. Со-
членение складок чаще всего кулисо-
образное, размеры сравнительно не-
большие. Высота локальных поднятий
по нижним горизонтам осадочного чех-
ла в северных районах изменяется от
20—30 (Садыкская, Комратская склад-
ки) до 80—100 (Вишневая структура),
а в южных достигает 300—400 м и бо-
лее (Саратская, Лиманская антиклина-
ли). Крутизна крыльев соответственно
варьирует в пределах 2—6 и 10—30°.
Вверх по разрезу складки выполажи-
ваются, а затем раскрываются. В тол-
ще юрских отложений крутизна крыль-
ев, как правило, не превышает 15°,
а высота антиклиналей составляет
100—150 м. В альпийском структурном
комплексе только немногие локальные
поднятия сохраняют замкнутый кон-
тур. Таким образом, здесь явно преоб-
ладают погребенные складки.
Структурные планы вендских, палео-
зойских и мезозойских отложений зна-
чительно отличаются друг от друга,
28
-4000 -
Рис. 12. Структурная карта Червоноармейской
площади по условному отражающему гори-
зонту VI, б (подошва среднеюрских отложе-
ний) и геологический разрез по профилю
810 706 (составили А. Т. Москальский и
Н. М. Чир).
Усл. обозначения те же. что и на рис. И
причем не только степенью проявления
пликативных и дизъюнктивных дисло-
каций, но и конфигурацией складок,
расположением их сводов и осей.
Примерами локальных поднятий мо-
гут служить подготовленные к глубо-
кому бурению Вишневая, Червоноар-
мейская и Ореховская структуры. Пер-
вая по подошве средне девонских
отложений (IX условный отражающий
горизонт) представляет собой брахиан-
тиклинальную складку размерами ЗХ
Х1,5 км и высотой около 80 м. Ее се-
веро-восточное крыло осложнено мало-
амплитудным (50 м) продольным на-
рушением (рис. 11). Вверх по разрезу
складка выполаживается и в толще
юрских пород не прослеживается.
Червоноармейская структура лучше
всего изучена по отражающим сейсми-
ческим горизонтам, приуроченным к
образованиям средне- и позднеюрского
возраста. Это субширотная брахианти-
клиналь размерами 5,5X2 км и высо-
той около 100 м (рис. 12). Прослежи-
-5000
Рис. 13. Структурная карта Ореховской пло-
щади по отражающему горизонту VI, б (по-
дошва среднеюрских отложений) и геологиче-
ский разрез по профилю 830 934 (составили
А. Т. Москальский и Н. М. Чир).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 11
вается она и по более древним, пред-
положительно, пермо-триасовым отло-
жениям.
Ореховская структура по подошве
среднеюрских пород также представ-
ляет собой субширотную брахианти-
клинальную складку (рис. 13) сравни-
тельно небольших размеров (5,5 X
Х'2,2 км) и высоты (120—130 м), вы-
полаживающуюся вверх по разрезу. По
отражающему горизонту в верхнеюр-
ских отложениях ее высота составляет
всего около 30 м, а размеры 3X2 км.
При этом свод антиклинали смещается
к северо-западу на 2 км. В структур-
ном плане пермо-триасовых (?) пород
она выражена слабо, но все же сохра-
няет замкнутый контур.
Локальные структуры альпийского
комплекса рассматриваемой части
Скифской плиты и прилегающих
зон Восточно-Европейской платформы
имеют обычно запад-юго-западное и ши-
ротное простирание, меняющееся кое-
где на запад-северо-западное. В восточ-
ной части Каркинитско-Северо-Крым-
ского прогиба наряду с субширотными
29
локальными поднятиями развиты струк-
туры северо-западного простирания
(Балашовский выступ, Красноперекоп-
ская складка), в общем не характерно-
го для альпийского структурного ком-
плекса [9, 53, 68, 75, 84]. В отдельных
районах фиксируется изменение ориен-
тировки складок с глубиной.
Морфологически локальные поднятия
представляют собой брахиантиклинали,
реже куполовидные структуры. Встре-
чаются единичные удлиненные анти-
клинали типа Голицынской. Сочлене-
ние складок, как правило, кулисообраз-
ное. Большинство структур пологое, с
углами падения пород до 10—15°, с со-
кращенными мощностями горизонтов в
сводовых частях, нередко осложненные
разрывными нарушениями. Обычно они
асимметричные, причем в одних слу-
чаях более крутыми являются южные
крылья, в других — северные. Некото-
рые складки почти симметричные.
Иногда взаимоотношение крутого и
пологого крыла меняется с глубиной
(Октябрьская, Северо-Новоселовская
антиклинали). Таким образом, здесь
нет определенной горизонтальной ори-
ентированности движения масс. Этот
факт, наряду с морфологией структур
альпийского комплекса, свидетельству-
ет о том, что непосредственной причи-
ной их формирования служили верти-
кальные, а не горизонтальные дви-
жения.
По степени выраженности складок,
плотности локальных поднятий, морфо-
логическому типу и соотношению
структурных планов в пределах рас-
сматриваемой области можно выделить
несколько тектонических зон (районов).
К первой относятся центральная
часть южного борта Каркинитско-Севе-
ро-Крымского прогиба и восточное по-
гружение Килийско-Змеиного подня-
тия. Эта зона, названная Тарханкут-
ской, характеризуется наибольшей
плотностью структур (изменяющейся
от 120 на одну антиклиналь в пределах
Тарханкутского п-ова до 280—300 км2
на складку в остальных районах зоны)
и наиболее интенсивным проявлением
процессов складкообразования. Здесь
развиты преимущественно структуры
сквозного типа. Выражены они отчет-
ливо. Их крылья имеют повышенную
крутизну, достигающую в отдельных
случаях 25—35° [85]. Размеры складок
самые разнообразные (до 25—30 км по
длине), высота увеличивается с глуби-
30
ной от 50—200 по горизонтам майкоп-
ских отложений до 200—300 м, иногда
больше в толще меловых. Часто их
строение осложнено разрывными нару-
шениями. Структурные планы хорошо
выраженных сквозных антиклиналей
(Гамбурцева, Меловой, Октябрьской,
Глебовской и др.) в общих чертах со-
впадают. Некоторые отличия заключа-
ются главным образом в постепенном
увеличении крутизны и нарушенности
складок с глубиной, некотором измене-
нии их размеров и контуров. Значи-
тельное смещение сводов и осей скла-
док, а иногда и некоторое изменение
их простирания устанавливается обыч-
но в пределах сравнительно невысоких
антиклиналей, разбитых в нижних
структурных этажах нарушениями на
отдельные блоки (Карлавское и другие
локальные поднятия). Таким образом,
здесь прослеживается прямая зависи-
мость между степенью соответствия
структурных планов и амплитудой
сквозных складок.
Кроме сквозных локальных поднятий
в этой зоне развиты складки навешен-
ного типа (Северо-Новоселовская, Чер-
номорская). Они четко фиксируются в
толще неоген-палеогеновых пород, а
вниз по срезу выполаживаются и рас-
крываются. Структурные планы наве-
шенных антиклиналей по неогеновым,
палеогеновым и отчасти верхнемеловым
отложениям в общем соответствуют
друг другу, однако контуры и своды
складок значительно смещаются.
Вторая, Каркинитско-Джанкойская,
зона охватывает приосевую полосу
Каркинитско-Северо-Крымского проги-
ба и его восточную центриклиналь. Эта
зона сочленения древней и молодой
рлатформ характеризуется большой
мощностью осадочного чехла и малыми
изменениями мощности верхней его
чйГсти. Плотность структур здесь также
довольно высокая (300—400 км2 на
антиклиналь), однако локальные под-
нятия выражены слабее, чем в Тархан-
кутской зоне, и представлены преиму-
щественно погребенными структурами
(Каркинитская, Лазурная, Западно-
Бакальская, Татьяновская, Первомай-
ская, Ильинская и др.). Размеры их
сравнительно небольшие (др 10—12 км
по длинной оси при высоте, обычно не
превышающей 150—200 м). Морфоло-
гически четкие формы прослеживают-
ся, как правило, в толще нижнемело-
вых отложений. Вверх по разрезу
Рис. 14. Структурная карта Деревненской
площади по условному отражающему гори-
зонту ZV, б2 (подошва неокомских отложений)
и геологический разрез по профилю 81803
(составили А. И. Ивановский и Н. М. Чир).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 11
складки выполаживаются и раскрыва-
ются, образуя структурные выступы и
террасы. Иногда в палеогеновых и нео-
геновых отложениях они вообще не
прослеживаются (Татьяновская, Иль-
инская площади). Следует отметить,
что отдельные погребенные структуры
этой зоны четче всего выражены в ни-
зах верхнемеловой толщи (Первомай-
ское и Соколинское куполовидные под-
нятия, связанные с альбскими вулка-
нами) .
Структурные планы нижне- и верх-
немеловых отложений, а также отдель-
ных горизонтов внутри толщ нижнего
мела существенно отличаются друг от
друга. Это обусловлено изменявшимся
во времени распределением мощностей
меловых пород, связанным в значитель-
ной мере на ранних этапах со структу-
рой и рельефом фундамента, а в альб-
сеноманское время — с процессами вул-
канизма.
Примерам погребенных складок этой
зоны могут служить Деревненская и
Новоивановская структуры, подготов-
ленные к глубокому бурению по низам
нижнемеловых отложений (отражаю-
щий горизонт IV, б). Первая на этом
стратиграфическом уровне представля-
ет собой почти куполовидную складку
размером 7X5 км и высотой 120 м
(рис. 14). Северо-восточная и юго-вос-
Рис. 15. Структурная карта Новоивановской
площади по отражающему горизонту IV, б2
(подошва неокомских отложений) и геологи-
ческий разрез по профилю 800 803 (составили
А. И. Ивановский и Н. М. Чир).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 11
точная ее части осложнены двумя раз-
рывными нарушениями с амплитудой
100—300 м, сходящимися клинообраз-
но на востоке. Вверх по разрезу струк-
тура выполаживается. В низах альб-
ского яруса она имеет еще замкнутый
контур, а в отложениях верхнего альба
раскрывается.
Новоивановская брахиантиклиналь-
ная складка имеет субширотное про-
стирание, сравнительно небольшие раз-
меры (5X2 км) и высоту (80—100м).
Она проявляется только на уровне не-
оком-аптских отложений (рис. 15), а
в породах альбского возраста отража-
ется в виде террасы.
Локальные поднятия сквозного и на-
вешенного типов встречаются в этой
зоне сравнительно редко. Примером
первого является крупная Голицын-
ская горст-антиклиналь, а второго —
Джанкойская складка. Последняя про-
слеживается только в отложениях нео-
ген-позднемелового возраста. В толще
нижнемеловых пород, по материалам
сейсморазведки, залегание горизонтов
моноклинальное.
31
.....3827'j-T?'
Рис. 16. Структурная карта Восточно-Ворон-
ковской площади по условному отражающему
горизонту IV (альбский ярус А-19) и геологи-
ческий разрез по профилю 790 701 (составили
В. М. Островская и Н. М. Чир).
Усл. обозначения те же, что и на рис. И
К третьей, Центрально-Крымской,
зоне относятся Новоселовское поднятие
и прилегающие районы. Этой зоне
свойственна довольно высокая плот-
ность структур (250—350 км2 на анти-
клиналь), сравнительно слабая их вы-
раженность и развитие локальных под-
нятий различных типов. Преобладают
сквозные складки (Тарасовская, Север-
ная, Красновская), однако нередко
встречаются погребенные (Крыловская,
Восточно-Воронковская, Барановская,
Клепининская) и навешанные (Елиза-
ветовская и др.). Размеры локальных
поднятий чаще небольшие, высота ред-
ко превышает 100—150 м. Структур-
ный план неогеновых и, вероятно, са-
мой верхней части верхнемеловых от-
ложений характеризуется субширот-
ным простиранием складок. Структуры
нижнемелового этажа имеют более
разнообразную чаще всего северо-за-
падную или запад-северо-западную
ориентировку (Тарасовская, Краснов-
ская антиклинали).
Контуры всех этих структур, а так-
же местоположение сводов по разным
горизонтам тоже существенно раз-
личны.
Из погребенных складок этой зоны
лучше всего изучена Восточно-Ворон-
ковская, которая закартирована по не-
скольким отражающим и условным го-
ризонтам в толще нижнемеловых пород.
В низах верхнеальбских отложений
она прослеживается в виде брахианти-
клинали субширотного простирания
размером 6,5 X 2,5 км и высотой около
80 м (рис. 16). Вверх по разрезу склад-
ка выполаживается, а затем раскры-
вается, отражаясь в верхнемеловых
структурных планах в виде небольшой
террасы. По базальным слоям отложе-
ний нижнего мела свод складки сме-
щается в северном направлении при-
мерно на 1 км.
К четвертой зоне относятся Средне-
азовское поднятие и Северо-Азовско-
Ейский прогиб. Развитые здесь струк-
туры имеют унаследованный характер,
выполаживаясь постепенно вверх по
разрезу, вплоть до потери замкнутого
контура (чаще всего в толще неогено-
вых отложений). Таким образом, они
обычно погребенные, реже (поднятие
Обручева) сквозные. Плотность струк-
тур довольно высокая (в низах осадоч-
ного чехла 260—400 км2 на антикли-
наль) . Их размеры самые разнообраз-
ные, высота, как правило, небольшая
(до 100—150 м), но в отдельных слу-
чаях по горизонтам нижнего мела до-
стигает 250—300 м. Строение складок
асимметричное, чаще с более крутыми
северными крыльями (до 15—20°),
осложненными разрывными наруше-
ниями. Последние прослеживаются по
нижним горизонтам чехла, сменяясь в
верхней части палеогена флексурами.
Пятая зона охватывает северный
борт Каркинитско-Северо-Крымского
прогиба с древним кристаллическим
фундаментом и Южно-Украинскую мо-
ноклиналь. Она характеризуется наи-
меньшей интенсивностью пликативных
дислокаций альпийского структурного
комплекса и самой низкой плотностью
структур, в среднем составляющей
около 500—600 "км2 на антиклиналь.
Здесь прослеживаются слабовыражен-
ные локальные поднятия, обычно по-
гребенного типа, имеющие небольшие
размеры. По нижним горизонтам оса-
дочного чехла их высота колеблется от
10—20 до 75—100 м. Вверх по разрезу
они выполаживаются, образуя неза-
мкнутые формы на общем фоне регио-
32
Рис. 17. Эволюционно-генетический ряд диапировых структур Керченско-Таман-
- ской зоны (составил А. Д. Самарский, 1983 г.):
а, в, д, ж — геологические разрезы; б, г, е, з — структурные карты;
1 — криптодиапироиды, структура Северо-Казантипская: 1 — сейсмические отражающие го-
ризонты, 2 — изогипсы кровли Р3—N^mk, з — сброс, 4 — контур массива разуплотнения глин;
II — диапироиды, структура Мысовая (использованы материалы Я. М. Коморной и др.,
.1977 г.): 1 — сейсмические горизонты, 2, 3 — геологические границы, 4 — изогипсы кровли,
5 — мэотические рифы, 6 — параметрическая скважина;
Ш — криптодиапироиды, структура Анастасиевско-Троицкая (использованы материалы
В. В. Коцерубы и М. А. Шаулова): 1 — геологические границы, 2 — песчаные горизонты,
3 — газовые залежи, 4 — нефтяные залежи, 5 — брекчии погребенной вдавленно<?ги, б —
изогипсы III горизонта, 7 — погребенное диапировое ядро, 8 — разрывные нарушения, 9 —
контур газовой залежи; IV — диапиры, структура Комендантская (использованы материалы
В. В. Пекло, П. Ф. Сидоренко, Е. А. Щерик): 1, 4 — геологические границы, 2, 5 — диапиро-
вое ядро, з — разлом, б — грязевулканическая брекчия
3 5—1634

12
Рис. 18. Структурные карты Мошкаревско-
Фонтановской зоны складок (составили
А. Д. Самарский, Н. М. Чир, 1983 г.):
I — по горизонтам майкопской серии: изогипсы
(в км): 1 — подошвы остракодового горизонта,
2 — по отражающему горизонту в кровле отложе-
ний среднего Майкопа, 3 — по кровле отложений
верхнего Майкопа, 4 — осевые линии локальных
антиклиналей, 5 — разрывные нарушения, 6 —
скважины;
II — по кровле эоценовых отложений: 7 — направ-
ление основного сдвига, 8 — участки чистого сдви-
га, 9 — участки конвергентного сдвига, 10 — изо-
гипсы кровли, 11 — разрывные нарушения: а —
сбросы, сдвиги, б — взбросы, сдвиги; 12 — геолого-
геофизические разрезы
нального падения пластов к югу и юго-
западу. Изредка встречаются складки,
близкие к сквозным, которые сохра-
няют замкнутый контур почти во всем
осадочном чехле. Однако их структур-
ные планы по отдельным стратиграфи-
ческим уровням значительно отлича-
ются друг от друга. Примером таких
антиклиналей может служить Комар-
кинская структура.
Формирование рассмотренных ло-
кальных поднятий альпийского струк-
турного комплекса характеризуется
всеми особенностями, свойственными
складкам прерывистого типа. Подав-
ляющее большинство антиклиналей ис-
пытывало длительный конседиментаци-
онный рост в течение эпох и даже пе-
риодов. Так, Голицынское поднятие
существовало уже в раннемеловую
эпоху и с тех пор испытывало непре-
рывный рост вплоть до четвертичного
периода включительно. Многие струк-
туры сквозного типа Северного Крыма
формировались, по крайней мере, начи-
ная с альбского времени. Судя по гео-
физическим данным, рост ряда анти-
клинальных складок северо-западной
части Черного моря начался не позже
позднемеловой эпохи и продолжался
почти до миоцена. Несколько меньше
время формирования структур погре-
бенного и навешанного типов, но и оно
обычно измеряется несколькими века-
ми, а иногда и эпохами (Джанкойское,
Соколинское и другие локальные под-
нятия) .
В истории развития структур рас-
сматриваемой области можно наметить
несколько периодов усиления и ослаб-
ления складкообразования. Максималь-
ной дифференциацией тектонических
движений и усиленным формирова-
нием структур характеризуется альб-
ский век, особенно его поздняя часть.
Значительный рост локальных подня-
тий происходил в кампанском и
Рис. 19. Геолого-геофизические разрезы Мош-
каревско-Фонтановской зоны складок (соста-
вили А. Д. Самарский, Н. М. Чир, 1983 г.):
1 — геологические границы, 2 — разрывные нару-
шения, 3 — сейсмические горизонты: а — страти-
фицированные, б — отражающие площадки, 4 —
скважины: а — на линии разреза, б— снесенные на
линию разреза
3'
35
Рис. 20. Структурные карты Владиславовско-Восходовской зоны складок (составили А. Д. Самарский, Н. М. Чир, 1983 г.):
I — по горизонтам майкопской серии: изогипсы (в км): 1 — кровли майкопской серии по данным электроразведки, 2— горизонта в верх-
ней части майкопской серии (сейсмогоризонт I, a N^mKa), 3— кровли майкопской серии по данным геологической съемки и бурения,
4 — осевые линии антиклиналей;
II — по кровле эоценовых отложений: 5— изогипсы в кровельной части отложений эоцена, (опорный сейсмогоризонт II, Р2), 6 —
разрывные нарушения, 7 — зоны концентрации разрывных нарушений;
III — по горизонтам в меловых отложениях: изогипсы (в км): 8 — сейсмогоризонта IV, б (Kinc), 9— сейсмогоризонта IV (КО, 10—
сейсмогоризонта IV (2Kial), 11 — разрывные нарушения; 12 —- зоны концентрации разрывных нарушений; 13 — линии геолого-геофизиче-
ских профилей
маастрихтском веках, в позднем эоцене
и олигоцене. Сильные воздымания, со-
провождавшиеся, вероятно, интенсив-
ными складкообразовательными про-
цессами, имели место в предчокракское
время. В датский и инкерманский века
в большинстве случаев складкообразо-
вание заметно ослабевало.
В Индоло-Кубанском, Керченско-Та-
манском прогибах и в пределах восточ-
ного погружения Горного Крыма широ-
ко развиты многочисленные антикли-
нальные складки, в формировании ко-
торых в олигоцен-миоцене ведущую
роль играли процессы глиняного диа-
пиризма. Здесь установлен широкий
спектр структур, которые, по класси-
фикации В. Е. Хайна, объединяются
в четыре типа (рис. 17—21).
I. Криптодиапироидные структуры
(рис. 17) — брахиантиклинали или ку-
пола, слабо выраженные по кровле
майкопской толщи и полностью зату-
хающие вверх по разрезу. Такие струк-
туры установлены сейсморазведкой в
приосевой части Индоло-Кубанского
прогиба (Северо-Казантипская, Северо-
Керченская, Северо-Булганакская, Сей-
сморазведочная и ряд других). Они хо-
рошо прослеживаются по горизонту 1,а
(подошва миоценовых отложений), вы-
полаживаясь постепенно вверх по
разрезу, вплоть до полноте» исчезнове-
ния. Размеры структур от 2—5 до 8—
12 км в плане с амплитудой от первых
десятков до 100 м.
II. Диапироидные структуры — бра-
хиантиклинали с хорошо выраженным
по всему разрезу антиклинальным пе-
регибом слоев и захороненным диапи-
ровым ядром, которые по ряду причин
(прочность перекрывающих пород по
отношению к эрозии, потеря энергии
пластичной толщи вследствие разгруз-
ки флюидов в прилегающие пласты)
активно не формируются. Структуры
этого типа развиты в северо-западной
части Керченского п-ова — Акташская
(Мысовая), Семеновская (Белокамен-
ская), Краснокутская,— а также на
Тамани. Размеры складок второго типа
колеблются от 2—5 до 15 км по длин-
ной оси. Их амплитуда обычно дости-
гает первых сотен метров.
III. Криптодиапировые структуры —
линейные и брахиантиклинальные
складки с погребенным ядром протыка-
ния. Нередко сводовые части их рассе-
чены апикальными сбросами, свиде-
тельствующими об активном интруди-
рующем характере ядра майкопских
глин. Развитие криптодиапировых
структур, как правило, происходит дли-
тельное время. При этом на некоторых
этапах ядро может достигать дневной
поверхности, а в последующем вновь
перекрываться молодыми отложениями.
К этому типу структур относятся, по-
видимому, Приозерная, Заозерная, Бор-
зовская складки, типичными же явля-
ются Витязевская и Анастасиевско-
Троицкая в Западном Предкавказье.
Размеры складок колеблются в широ-
ких пределах, достигая 30—35 км по
длинной оси (в пределах Предкав-
казья). Амплитуда их порядка 500—
1500 м.
IV. Диапировые структуры — прос-
тые и сложные линейные складки, бра-
хиантиклинали, реже купола, в кото-
рых выведены на дневную поверхность
ядра, сложенные майкопскими глина-
ми, протыкающими вышележащие от-
ложения. К этому типу относится
большинство структур запарпачской
части Керченского п-ова. Конфигура-
ция ядер протыкания изменяется от
овальной до линейно вытянутой, а раз-
меры — от первых сотен метров до
23 км. Контакт с вмещающими отложе-
ниями, как правило, крутой, до верти-
кального и даже запрокинутого, часто
осложнен разрывами. Породы, слагаю-
щие ядро, интенсивно перемяты, со
следами пластического течения.
В верхних горизонтах диапировые
структуры часто сопровождаются гря-
зевыми вулканами, которые в ряде
случаев значительно видоизменяют
строение антиклиналей.
Как установлено геолого-геофизиче-
скими исследованиями последних лет,
процессы диапиризма охватывают толь-
ко верхнюю часть разреза, примерно до
глубин 2,5—3 км. В нижних горизон-
тах майкопской серии фиксируются
антиклинальные складки, строение ко-
торых в значительной мере контроли-
руется характером домайкопской по-
верхности. Примером таких складок
могут служить подготовленные к глу-
бокому бурению Малобабчикская и Се-
лезневская структуры.
Первая протягивается по отложе-
ниям неогена и верхнего Майкопа и
представляет собой сложно построен-
ную диапировую складку; состоит она
из трех отдельных поднятий, разобщен-
ных вдавленной синклиналью, запол-
ненной сопочной брекчией и глинисты-
37
Рис. 21. Геолого-геофизические разрезы Вла-
диславовско-Восходовской зоны складок по
профилям (см. рис. 20) (составили А. Д. Са-
марский, Н. М. Чир, 1983 г.):
1 — геологические границы, 2 — разрывные нару-
шения, 3 — сейсмические горизонты (а) и отра-
жающие площадки (б); скважины: а — на линии
разреза, б — снесенные на линию разреза; 5 — гря-
зевой вулкан
ми образованиями миоцена. К Север-
ному (Войковскому) и Южному (Юж-
но-Войковскому) поднятиям приуроче-
ны в отложениях чокрак-карагана за-
лежи газа. Вниз по разрезу строение
структуры упрощается и по подошве
майкопских отложений (горизонт II)
она представляет собой брахиантикли-
нальную складку субширотного прости-
рания (размером 6,5X2 км и амплиту-
дой около 200 м). Складка разбита
тектоническим нарушением вдоль сво-
довой части на два блока: северный и
южный. Пережимом в центральной
части в пределах складйк как бы обо-
собляются два самостоятельных свода
(рис. 22). На месте вдавленной син-
клинали отмечается зона отсутствия
сейсмического материала.
Селезневская структура также
осложнена продольным нарушением,
амплитуда которого по подошве май-
копской серии составляет около 100 м.
Вверх по разрезу оно затухает. По от-
ражающим горизонтам, приуроченным
к верхнемайкопским отложениям,
структура имеет чисто пликативный
характер (рис. 23).
В толще домайкопских пород харак-
тер складчатости меняется, возрастает
роль разрывных нарушений. В жестких
преимущественно карбонатных образо-
38
ваниях мел-эоценового возраста просле-
живаются системы диагональных (Но-
вониколаевская, Селезневская), про-
дольных (Фонтановская, Вулкановская,
Краснопольская, Мошкаревская) и по-
перечных (Мошкаревская, Куйбышев-
ская) нарушений (рис. 24—27). Эти
структурные формы характеризуются
следующими признаками: а) левоку-
лисно группирующиеся складки с про-
стиранием длинных осей по азимуту
270—300°; б) широтные соскладчатые
взбросы и сбросо-сдвиги; в) диагональ-
ные левосторонние сбросо-сдвиги северо-
восточного простирания (азимут 15—
16°); г) субмеридиональные (азимут
345—15°) сбросы и сбросо-сдвиги с
правосторонним смещением. Все это
свидетельствует о существенной роли
подвижек с горизонтальной составляю-
щей в их формировании. Характер из-
менения присдвиговых структурных
форм по разрезу указывает на усиле-
ние роли разрывных нарушений с глу-
биной. Пликативным дислокациям Май-
копа и системе дизъюнктивов верхне-
мел-эоценового этажа ниже (юра-ниж-
ний мел) соответствуют крупные,
сложно построенные одиночные или
спаренные разломы — зоны развития
сквозного сдвига. Из-за такой ситуации
в принципе невозможно обнаружить
хорошо сохранившиеся антиклинали в
юрско-нижнемеловом комплексе. Более
отчетливые и менее раздробленные пе-
регибы слоев в этих отложениях (пери-
клинали и отдельные фрагменты скла-
док наиболее ранней генерации) могут
быть сохранены на некотором расстоя-
нии от зоны сдвигания. Сейчас они
имеют, как правило, погребенный ха-
рактер. При поисках такие структур-
ные формы должны рассматриваться в
качестве независимых и самостоятель-
ных объектов.
НЕАНТИКЛИНАЛЬНЫЕ ЛОВУШКИ
И РАЙОНЫ ИХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ
Длительная и сложная история геоло-
гического развития Южно-Украинского
газонефтеносного региона обусловила
дифференцированные по площади и
разрезу условия седиментации, широ-
кое развитие перерывов и несогласий,
формирование разнообразных регио-
нальных и локальных структурных
форм. Все это создало благоприятные
условия для формирования ловушек
неантиклинального типа [3, 68].
Рис. 22. Структурная карта Малобабчикской
площади по условному отражающему гори-
зонту II (отложения эоцен-палеоцена) и гео-
логический разрез по профилю 811304 (соста-
вили Л. И. Лазоркина и Н. М. Чир).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 11
Рис. 23. Структурная карта Северо-Селезнев-
ской площади по отражающему горизонту II
(отложения эоцен-палеоцена) и геологиче-
ский разрез по профилю 8124 (составили
Л. И. Лазоркина и Н. М. Чир).
Усл. обозначения те же, что и на рис. И
39
Рис. 24. Соотношение структурных планов
олигоцен-неогеновых и верхнемел-эоценовых
отложений в пределах локальных складок
Керченского п-ова (составил А. Д. Самарский,
1983 г.):
1 — контуры антиклиналей в отложениях олиго-
цен-неогена, 2 — вдавленные синклинали; струк-
турные формы домайкопского комплекса: 3 — по-
ложительные, 4 — отрицательные, 5 — моноклина-
ли; разрывные нарушения: 6 — сдвиги, 7 — сбро-
сы, 3 — взбросы: блоки и крылъя разломов: S —
приподнятые, 10 — опущенные
В связи с существенными различия-
ми в условиях образования, локализа-
ции и методики поисков неантикли-
нальных ловушек, связанных с терри-
генными и карбонатными комплексами,
их описание дается раздельно.
Неантиклинальные ловушки в терри-
генных формациях установлены в от-
ложениях нижнего мела, олигоцена и
миоцена. На основании имеющихся
данных можно предположить их ши-
рокое развитие и в средней юре
(рис. 28) .
В Преддобруджье среднеюрская тол-
ща трансгрессивно залегает на палео-
зойско-триасовых образованиях и в
структурном отношении выполняет
крупный прогиб северо-западного про-
стирания. Она сложена терригенно-гли-
нистыми породами с подчиненными
тонкими прослоями и линзами извест-
няков, мергелей и сидеритов. Песчани-
ки и алевролиты, приуроченные пре-
имущественно к нижней части разреза,
играют обычно подчиненную роль, про-
слеживаясь в виде отдельных прослоев
и пачек. В приосевой части прогиба
отмечается до пяти песчано-алевроли-
товых пачек мощностью от 15—30 до
200—250, разделенных глинистыми пе-
ремычками мощностью 160—410 м.
Изменчивость песчано-алевролитовых
пачек и прослоев не только по разрезу,
но и по площади, обусловленная фа-
циальным замещением их глинами, со-
здает благоприятные условия для обна-
40
Рис. 25. Структурная карта Западно-Фонта-
новской площади по условному отражающему
горизонту IV (нижнемеловые отложения) и
геоологический разрез по профилям II и XX
(составили В. И. Чернов и Н. М. Чир).
Усл. обозначения те же, что и на рис. И
ружения литологически экранирован-
ных ловушек. Наиболее выдержаны по
площади базальные слои. Их мощность
в общем увеличивается к центру про-
гиба; к бортам вверх по восстанию
пластов песчаники, как правило, вы-
клиниваются.
В целом нижняя часть среднеюрской
толщи представляет собой типичный
трансгрессивный комплекс, сформиро-
вавшийся в относительно неглубоко-
водном шельфовом бассейне с компен-
сированным осадконакоплением. Кверху
она сменяется относительно глубоко-
водными глинами, образование которых
происходило в интенсивно прогибаю-
щемся котловинном бассейне с недо-
компенсированным осадконакоплением
вследствие расширения трансгрессии и
удаления источников сноса [68, 73].
Такой характер смены условий седи-
ментации позволяет ожидать развитие
стратиграфически экранированных ло-
вушек над предсреднеюрским несогла-
сием. В свете изложенного наибольший
интерес представляют бортовые зоны
прогиба, к которым, как правило,
Рис. 26. Структурная карта Краснопольской
площади по условному отражающему гори-
зонту III (верхнемеловые отложения) и гео-
логический разрез по профилю V (составили
Л. И. Лазоркина и Н. М. Чир).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 11
Рис. 27. Структурная карта Вулкановской
площади по отражающему горизонту III
(верхнемеловые отложения) и геологический
разрез по профилю I с/п 206/78 (составили
Л. И. Лазоркина и Н. М. Чир).
Усл. обозначения те же, что и на рис, И
41
Рис. 28. Развитие неантиклинальных ловушек
нефти и газа в терригенных отложениях (со-
ставили А. Т. Богаец, Б. М. Полухтович,
А. Д. Самарский, 1983 г.):
1 — границы основных структурных элементов;
2 — неантиклинальные залежи углеводородов; зо-
ны, перспективные для поисков залежей углево-
дородов: 3 — стратиграфического выклинивания
над несогласием, 4 — стратиграфического выкли-
нивания под несогласием, 5 — сокращения мощ-
ности песчано-алевритовых пород, возможно, со-
провождаемого литологическим и стратиграфиче-
ским экранированием; районы предполагаемого
распространения перспективных зон на нефть и
газ: 6 — литологически экранированных ловушек,
7 — стратиграфически экранированных ловушек
над несогласием, 8 — стратиграфически экраниро-
ванных ловушек под несогласием
приурочены разнообразные структур-
ные формы, осложняющие в общем мо-
ноклинальную плоскость несогласия и
развитый над нею груботерригенный
клин. В поисковом отношении предпо-
чтительным является южный берег про-
гиба, примыкающий к такому активно-
му источнику сноса, как Нижнепрут-
ский выступ. Здесь же сейсморазвед-
кой в последние годы установлен ряд
локальных складок, отраженных и в
среднеюрском комплексе.
В Равнинном Крыму и Присивашье
весьма благоприятная палеогеографи-
ческая ситуация для формирования
неантиклинальных ловушек складыва-
лась в начальные периоды раннемело-
вого времени. Она реализовалась в об-
разовании базальной прибрежно-конти-
нентальной терригенной формации,
залегающей в основании формационно-
го ряда платформенного чехла. Важ-
нейшие ее особенности таковы: «омо-
ложение» возраста базальных слоев от
крымских предгорий на север до скло-
на кристаллического щита в диапазоне
от валанжина до альба, широкое раз-
нообразие фациального состава слагаю-
щих пород. В строении формации при-
нимают участие кора выветривания,
аллювиальные (русловые и поймен-
42
ные), пестроцветные делювиально-ал-
лювиально-дельтовые, озерные, серо-
цветные морские отложения дельт и
прибрежного мелководья. За исключе-
нием крымских предгорий, эти отложе-
ния залегают с угловым несогласием и
размывом, трансгрессивно перекрывая
все нижележащие образования от юры
до древнего кристаллического фунда-
мента включительно, и представлены
преимущественно породами от конгло-
мератов до песчаников и алевролитов.
Региональная картина закономерной
диахронности базальных слоев, просле-
живаемая в меридиональном направле-
нии, нарушается разнопорядковыми
поднятиями, многие из которых явля-
ются погребенными и слабо проявля-
ются в современном структурном плане.
Одним из участков, где над несогла-
сием ожидается развитие стратиграфи-
ческих ловушек, приуроченных к под-
нятию мелового возраста, является за-
падный и восточный склоны Гончаров-
ско-Шубинского палеоподнятия. При-
легающие к нему депрессионные струк-
туры выполнены нижнемеловыми и,
возможно, верхнеюрскими отложения-
ми мощностью от 1000 до 2000 м в
приосевых частях. Неокомская часть
разреза представлена в основном тер-
ригенными отложениями — гравелита-
ми, песчаниками, алевролитами, апт-
альбская — глинами. По материалам
скв. 7, на разделяющем их Гончаров-
ско-Шубинском погребенном поднятии
отложений неокома нет, и разрез ниж-
него мела представлен апт-альбской
толщей аргиллитов, залегающих на
дислоцированных породах средней юры.
На основании этих данных можно до-
статочно уверенно говорить о суще-
ствовании на склонах Гончаровско-Шу-
бинского палеоподнятия зоны выкли-
нивания терригенных отложений нео-
кома, ловушки в которых экранируют-
ся аргиллитами апт-альбского возраста.
Весьма перспективен для обнаруже-
ния неантиклинальных ловушек район
северного побережья Тарханкутского
п-ова и примыкающего к нему Карки-
нитского залива. Как установлено сей-
сморазведкой и палеогеографическими
реконструкциями, а также подтвержде-
но параметрической скважиной Бори-
совская-1, здесь при общем воздымании
домеловых и нижнемеловых отложений
в северном направлении и сильном со-
кращении разреза этих отложений раз-
виты существенно терригенные фации
различных горизонтов нижнего мела с
выклиниванием отдельных литологиче-
ских пачек. Предполагается, что это
связано с наличием палеоподнятия в
районе Каркинитского залива [2].
Наибольший интерес представляют
базальные слои аптского возраста, в
которых прогнозируется развитие стра-
тиграфических ловушек над несогла-
сием. Литологически экранированные
ловушки в толще альбских отложений
могут быть встречены на южном борту
Каркинитско-Северо-Крымского проги-
ба. Развитие их здесь обусловлено про-
явлением раннемелового вулканизма и
связанными с ним линзовидными тела-
ми туфопесчаников, туфов и туффитов,
замещающих по мере удаления от кра-
тера прижерловые фации андезитовых
порфиритов. Структурно-литологиче-
ские и литологически экранированные
ловушки ожидаются также вблизи па-
леоподнятий альбского возраста, на
крыльях и периклиналях которых из-за
периодического обмеления морского
бассейна формировались пласты и пач-
ки песчано-алевролитовых пород. Зоны
выклиниваний здесь прослеживаются
по материалам бурения и сейсмораз-
ведки. На Западно-Октябрьской, Севе-
ро-Серебрянской и Серебрянской пло-
щадях из альбских отложений получе-
ны промышленные притоки газа.
Севернее, в пределах Южно-Украин-
ской моноклинали, в районе сел Чап-
линка и Каланчак, где песчано-алевро-
литовые базальные слои нижнего мела
мощностью 30—70 м выклиниваются
к сводам некоторых палеоподнятий,
ожидается развитие стратиграфических
ловушек над несогласием.
Крупные, развивающиеся длительное
время разломы фундамента в осадоч-
ном чехле, как правило, выражены
в виде флексур и ступеней, на погру-
жающихся крыльях которых обычно
накапливается терригенный материал
и формируются литологически и стра-
тиграфически экранированные ловуш-
ки. Примером такого строения являют-
ся районы западного продолжения
Тимашовской ступени, северного и юж-
ного бортов Каркинитско-Северо-Крым-
ского прогиба, склоны Каламитского,
поднятия Губкина, где можно ожидать
неантиклинальные ловушки в нижне-
меловых образованиях.
Развитие неантиклинальных ловушек
в отложениях нижнего мела и палео-
гена предполагается в пределах восточ-
ного погружения поднятия Губкина, а
также Килийско-Змеиного поднятия.
По характеру изменения литофаций
здесь можно прогнозировать стратигра-
фические ловушки над и под несогла-
сием, сформировавшихся в результате
выклинивания мезозойских и кайно-
зойских отложений, широко развитых
в пределах Каркинитско-Северо-Крым-
ского прогиба и в районах к югу и
востоку от поднятия Губкина. Сейсмо-
разведкой прослежено несколько зон
выклинивания отражающих горизон-
тов, приуроченных к толще меловых и
палеогеновых пород.
Наличие стратиграфических ловушек
над несогласием предполагается в от-
ложениях нижнего мела на северном
склоне и западном погружении Кала-
митского поднятия. К его своду отме-
чается сокращение разреза нижнемело-
вых пород за счет нижней части (нео-
ком— апт). Выклинивающиеся отло-
жения являются трансгрессивным ба-
зальным комплексом и представлены в
основном песчаниками и алевролитами,
образовавшимися в условиях мелкого
моря. Количество песчано-алевролито-
вого материала увеличивается в отло-
жениях альбского возраста, их мощ-
ность уменьшается по мере приближе-
ния к своду Каламитского поднятия, а
также восточнее, на склонах Новосе-
ловского выступа в районе г. Евпато-
рия и с. Крыловка. Вышележащая
альбская глинистая толща является на-
дежной покрышкой.
Обширный район развития страти-
графических ловушек над и под несо-
гласием выделяется в пределах Средне-
азовского поднятия, его южного склона
и западной периклинали. Комплексным
анализом геолого-геофизического мате-
риала подтверждено значительное
43
сокращение (до 1000 м) разреза плат-
форменного чехла в пределах этого
района. Здесь установлено уменьшение
мощности отложений нижнего мела,
эоцена, олигоцена, полное или частич-
ное выпадение из разреза нижнемело-
вых, верхнемеловых, палеоценовых,
нижней части эоценовых и олигоцено-
вых образований. В то же время непо-
средственно к югу от этой крупной,
длительно развивающейся положитель-
ной структуры в пределах Индоло-Ку-
банского прогиба помимо отложений
олигоцена и неогена ожидается широ-
кое развитие пород эоцена, палеоцена,
мела и юры. Общая мощность осадоч-
ных образований, по геолого-геофизи-
ческим данным, 8000—10 000 м. Смена
приведенных типов разрезов происхо-
дит на сравнительно небольшом рас-
стоянии вкрест простирания северного
крыла прогиба, усложненного регио-
нальной флексурно-разрывной зоной.
Широкий возрастной диапазон выкли-
нивающейся толщи, значительные раз-
меры площади выклинивания (протя-
женностью около 150 км при ширине
первые десятки километров), наличие
хорошего экрана, каковым являются
глины Майкопа и неогена, дают основа-
ние предполагать, что запасы зале-
жей УВ здесь могут быть значитель-
ными [59].
Ближайшие перспективы поисков за-
лежей в не антиклинальных ловушках в
терригенных отложениях нижнего и
среднего Майкопа связываются главным
образом с Керченским п-овом [3, 55, 61,
65, 68]. Как установлено геолого-гео-
физическими исследованиями, в конце
эоцена — начале Майкопа здесь суще-
ствовали линейно вытянутые зоны под-
нятий (Мошкаревско-Селезневско-Фон-
тановская, Белобродско-Краснополь-
ская). Они влияли на распределение
обломочного материала, поступавшего
с юга и севера. Песчано-алевролитовые
прослои приурочены к склонам палео-
поднятий и как бы окаймляют сводо-
вые части современных локальных
складок. Сами ловушки располагаются
на периклиналях и крыльях структур
и нередко отсечены от свода поднятия
разрывными нарушениями, на основа-
нии чего их можно отнести к комбини-
рованному типу. Такие ловушки уста-
новлены на Фонтановской, Марьевской,
Селезневской и Алексеевской складках.
Песчано-алевролитовые прослои сред-
него Майкопа формировались при со-
44
кращении бассейна в позднекерлеут-
ское время и являются, таким образом,
типичными регрессивными образова-
ниями, маркирующими прибрежную
аккумулятивную зону среднемайкоп-
ского моря. Миграция этой зоны в сто-
рону наиболее погруженной части про-
гиба обусловила продвижение в этом
же направлении и песчано-алевритовых
образований. Следствием этого являет-
ся зональное развитие пачек терриген-
ных пород в северо-западных районах
Керченского п-ова и дельтовых баро-
вых тел по северной периферии средне-
майкопского бассейна.
В более молодых, миоценовых, отло-
жениях не антиклинальные ловушки
могут быть приурочены к приосевым
частям Индоло-Кубанского и Керчен-
ско-Таманского прогибов. Здесь сейсмо-
разведкой и в меньшей мере бурением
частично изучены криптодиапировые
структуры, ядра которых захоронены
на глубинах 200—2000 м; они сложены
высокопластичными глинами Майкопа,
насыщены высоконапорными флюида-
ми под действием АВПД и запечаты-
вают прилегающие к ним песчано-алев-
ритовые тела. Более того, диапиры
большей частью являются источником
УВ для прилегающих к ним резерву-
аров. Иллюстрацией к сказанному яв-
ляются хорошо изученные Анастасиев-
ско-Троицкая и Курчанская складки,
содержащие залежи нефти и газа [86].
Скопления УВ приурочены к песчано-
алевролитовым коллекторам в отложе-
ниях широкого диапазона — от Майко-
па до киммерия — и прямо или косвен-
но (через разрывные нарушения) свя-
заны с диапировыми ядрами.
На развитых криптодиапировых бра-
хискладках ожидается развитие лову-
шек двух типов [69]. Первый — неан-
тиклинальные ловушки на периферий-
ных частях структур в отложениях
олигоцен-миоцена, экранированные
диапировым ядром майкопских глин.
Глиняные тела протыкания, по сейсми-
ческим данным, имеют изометрический
контур, в разрезе — крутые углы огра-
ничивающих контактов, размеры по
вертикали — до первых сотен метров.
В их пределах сейсмическая запись
бессистемна и хаотична. Скважина на
Северо-Керченской складке вскрыла
верхнюю часть такого инъективного
тела, сложенного бесструктурными вы-
сокопластичными майкопскими глина-
ми. В то же время характер разреза
за пределами диапира резко меняется.
Наличие многочисленных протяженных
площадок, втыкающихся в диапировое
ядро, позволяет говорить о четкой сло-
истости этой части разреза, обусловлен-
ной чередованием песчано-алевритовых
и глинистых пластов. Выделяемые ре-
зервуары однотипны с ловушками, к
которым на Анастасиевско-Троицкой
складке приурочены залежи нефти и
газа горизонтов IV—XII.
Практический интерес представляет
также литологически ограниченные
(баровые сводовые) ловушки второго
типа в отложениях миоцена — плиоце-
на над погребенным диапировым ядром.
Большинство локальных складок ха-
рактеризуется конседиментационным
ростом от чокракского по четвертичное
время и обусловливает преимуществен-
ное накопление терригенного материа-
ла в присводовых частях брахианти-
клиналей. Формировавшиеся таким об-
разом резервуары являются аналогом
ловушек, в которых установлены зале-
жи газа горизонтов I—III Анастаси-
евско-Троицкого месторождения, зале-
жи нефти и газа горизонтов III—XVII
Курчанского месторождения на Тама-
ни. На Керченском п-ове к такого типа
резервуарам приурочены залежи на
Мысовой, Белокаменской и других
складках. Газовая залежь такого же
типа вскрыта бурением на Северо-Кер-
ченской складке в пачке IV отложений
сармата. По-видимому, однотипные
скопления газа имеют место и на дру-
гих криптодиапировых складках Индо-
ло-Кубанского прогиба, где, по данным
сейсморазведки, наблюдается эффект
«яркого пятна».
Неантиклинальные ловушки в кар-
бонатных породах в основном связаны
с развитием органогенных построек в
образованиях силурийского, раннеде-
вонского и позднеюрского возраста За-
падного Причерноморья [24], с верх-
неюрско-валанжинскими отложениями
Керченского п-ова, а также с участка-
ми выклинивания мощной карбонатно-
хемогенной толщи среднедевонско-ран-
некаменноугольного возраста в Пред-
добруджье (рис. 29).
Общегеологической предпосылкой
для поисков рифогенных образований
в силурийско-нижнедевонской части
разреза Преддобруджья является ши-
рокое развитие рифов в полосе сочле-
нения Восточно-Европейской платфор-
мы с ограничивающими ее палео-
зойскими геосинклиналями. Они уста-
новлены на севере в силурийских
отложениях Прибалтийской синеклизы,
на западе в пределах Львовского па-
леозойского прогиба и на юго-западе
в хорошо изученных разрезах Среднего
Приднестровья.
Перспективы обнаружения в них ри-
фовых построек в Западном Причерно-
морье изучены слабо. По имеющимся
данным [23, 68], повышенный интерес
представляет полоса резких градиентов
мощностей и смены литологического
состава отложений силура, прослежи-
вающихся севернее Преддобруджинско-
го прогиба. Здесь мелководные карбо-
натно-хемогенные образования силура
мощностью до 200 м сменяются мощ-
ной толщей относительно глубоковод-
ных известковистых аргиллитов. Такие
изменения в распределении фаций и
мощностей указывают на вероятность
развития здесь барьерного рифа, под-
тверждением чему служат данные сей-
сморазведки, согласно которым по от-
ражающему горизонту в силурийских
отложениях установлен ряд участков
с аномалиями сейсмической записи ти-
па «риф».
Исходя из вещественного состава
(карбонатный тип разреза с рифовыми
известняками) и анализа мощностей
отложений силура и нижнего девона
в южных районах Преддобруджинско-
го прогиба, выделены два участка воз-
можного рифообразования.
Первый — это четко прослеживаемая
в отложениях нижнего девона присво-
довая часть и склоны Лиманской зоны
поднятий, протягивающейся субширот-
но между Тузловской и Приморской
депрессиями в юго-восточной части
прогиба. Второй участок — Суворов-
ско-Змеиная зона поднятий — протяги-
вается от низовьев Дуная в Черное
море до о. Змеиный. Эта структура в
силуре и нижнем девоне была грани-
цей между областью интенсивного
осадконакопления в герцинской гео-
синклинали Добруджи и пригеосинкли-
нальным прогибом, формировавшимся
на краю прилегающей платформы.
Вдоль северного борта Преддобруд-
жинского прогиба расположена Виш-
невско-Арцызская зона выклинивания
карбонатных отложений среднедевон-
ско-раннекаменноугольного возраста,
контролируемая региональным Баймак-
лийско-Чадырлунгским разломом. Пре-
имущественно карбонатные отложения
45
Рис. 29. Развитие неантиклинальных ловушек
нефти и газа в карбонатных отложениях (со-
ставили А. Т. Богаец, Б. М. Полухтович,
А. Д. Самарский, 1983 г.):
1 — границы основных структурных элементов;
рифогенные образования: 2 — платформенные (а —
установленные, б — предполагаемые), 3 — геосинк-
линальные (а — установленные, б — предполагае-
мые); 4 — районы и зоны выклинивания карбонат-
ных образований под несогласием
значительной мощности этого возраста
резко выклиниваются к северу от на-
званного нарушения, вплоть до полного
исчезновения.
На выклинивающихся коллекторах
порово-каверно-трещинного типа с уг-
ловым несогласием залегают пермо-
триасовые, местами среднеюрские, в
основном глинистые отложения, явля-
ющиеся непроницаемой покрышкой,
что позволяет ожидать здесь широкое
развитие стратиграфически и тектони-
чески экранированных ловушек.
У берегов Крымского п-ова в преде-
лах морской части Каламитского под-
нятия можно ожидать стратиграфиче-
ски экранированные ловушки, связан-
ные с триасовыми известняками, под
несогласием; такие известняки вскры-
ты бурением на смежной суше в рай-
оне г. Евпатория.
Существенный интерес в Западном
Причерноморье и смежной с ним тер-
ритории представляет установленная
бурением и геофизическими исследова-
ниями Баймаклийско-Килийская зона
рифов оксфорд-раннекиммериджского
возраста [3, 64, 68, 73]. Она протяги-
вается дугообразно с северо-запада на
юго-восток на расстояние почти 150 км
при ширине 7—8 км. Мощность рифо-
генных кораллово-водорослевых изве-
стняков составляет 120—400 м
(рис. 30). Вдоль внешнего склона они
обрамляются обломочным шлейфом, пе-
46
реходящим к юго-западу в депрессион-
ные глины и темно-серые пелитоморф-
ные известняки.
К северо-востоку рифогенные образо-
вания резко замещаются маломощной
(15—40 м) толщей органогенно-детри-
товых известняков мелкого шельфа. На
большей части территории рифогенные
образования перекрываются пестро-
цветным лагунно-континентальным хе-
могенно-терригенным компенсацион-
ным комплексом мощностью до 800 м,
захороняющим и нивелирующим палео-
рельеф, созданный оксфорд-раннеким-
мериджскими рифами. Их продолже-
ние можно предполагать к востоку в
сторону моря.
В Крыму выделяются два типа орга-
ногенных построек позднеюрского воз-
раста. Геосинклинальные рифы келло-
вей-оксфорда развиты в пределах ме-
гантиклинория Горного Крыма, где они
выведены на дневную поверхность, и
предполагаются на восточном и запад-
ном его продолжениях. Рифогенные
тела отличаются чрезвычайно широким
разнообразием построек, значительной
мощностью, тесной связью с разнопо-
рядковыми структурами — от мелких
локальных складок и разрывных нару-
шений до крупных антиклиналей и
долгоживущих разломов. Перспективы
обнаружений залежей с образованиями
такого типа связываются, в первую
очередь, с Юго-Западной равниной
Керченского п-ова. На описываемой
территории они залегают на доступной
для бурения глубине и имеют надеж-
ную покрышку (рис. 31, 32).
Севернее в зоне сочленения Восточ-
но-Крымского синклинория и Скифской
плиты намечается барьерный риф,
сформировавшийся в титон-берриасе.
юз
Предрифовая зона
св
| Зарифобая
3QHQ
Рис. 30. Строение Баймаклийско-Килийской рифовой зоны (западная часть) по [73] с из-
менением:
1 — песчаники глинистые, 2— песчаники алевритовые,3— глины алевритовые, 4 — глины; извест-
няки: 5 — глинистые, 6 — микрозернисты пелитоморфные, 7 — рифовые, 8 — оолитовые сгустко-
вые, онколитовые; 9 — долмиты; 10 — гипсы и ангидриты
Рис. 31. Строение северного борта Восточно-Крымского синклинория (палеогеологическая ре-
конструкция на конец альбского времени) [70].
Фациалъные комплексы отложений: 1 — пестроцветных грубообломочных прибрежно-континентальных,
2 — флишевых, 3 — субфлишевых, 4 — сероцветных грубообломочных, 5 — терригенных, мелководного
шельфа 6 — терригенно-карбонатных мелководного шельфа, 7 — относительно глубоководных, 8 — рифо-
генных, 9 — глинистых морских, 10— изохроны начала (буквы на схеме): а—Оксфорда, б — киммериджа,
в — титона, г — берриаса, д — валанжина, е — баррема, ж — альба
Рис. 32. Структурно-палеогеографическая схема развития основных комплексов пород титона — берриаса юго-восточной части Крыма [70]:
1 — суша Скифской плиты; 2— мелководный шельф (тыльнорифовые фации); 3— зона карбонатного осадконакопления; органогенные массивы барьерного ри-
фа: 4—установленные- (1— Аграмыш, II — Гончаровско-Видненский), 5 — предполагаемые (III— Южно-Видненский, IV— Владиславовский, V— Береговой,
VI—Чернышевский, VII — Северо-Мошкаревский, VIII —Слюсаревский, IX—Фонтановский); 6 — зона флишевого и субфлишевого осадконакопления; 7— су-
ша Туакского архипелага и его восточного продолжения; одиночные био г ермные массивы; 8 — установленные на дневной поверхности в Горном Крыму: I—Ка-
раул-Оба, II—Сокол, III — Алчак-Кая, IV — Перчем, V — Вигля, Ай-Серез,У1— Чатал-Кая, VII — Измаил-Кая, VIII — Кизил-Таш, Сандык-Кая, IX — Ечки-
Даг, Кара-Оба (восточный), X — Балалы-Кая, Легенер; 9— предполагаемые, погребенные в пределах Юго-Западной равнины; 10 — участки (буквы в кружках)
погребенных поперечных поднятий и структурных носов (по данным гравиразведки): а — Шубинско-Тамбовский, б — Владиславовский, в — Чернышевский,
г — Слюсаревский; п — поле развития эффузивов (Кировская аномалия) и предполагаемый вулканический аппарат (по данным магнитометрии); 12— ось фли-
шевого прогиба; 13— обнажения (в числителе — номер, в знаменателе — мощность рифовой толщи, м); 14 — пробуренные глубокие скважины (в числителе —
номер, в знаменателе — мощность рифовой толщи); 15 — проектные скважины
кнЬс amg'nui -Meuottyj , Возраст -перспек- тивных отложе- ний Модель ловушек Тип залежей Наименование ловушек
Индоло- Кубанский прогид Чокрак- караган- ский N.Kr Пластовые сводовые Акташская, Краснокутская, Приозерная. Вой- ковская, Семенов ския,борзодская
Средне- майкоп- ский 1 Пластовые литологически • экранирован'- - ныв Андреевская
Ранне - майкоп- ский Пластовые тектонические и литологиче- ски экраниро- ванные Алексеевская, Дубровская, Михай- ловская, Сев.-Се- лезневская
№ г? Ло 1 Пластовые сводовые тек- тонически экра- нированные Сев.-Вулканов- ская, Алексеев- ская
Kf-tJ О- \VS/-420g) ) Пластовые тек- тонически экра- нированные. ...... Массивные 6 оио- гермных телах.-.. Краснопольская, Зап.-Фонтанов- ская. Сев. Влади- славовская
Каркинитско- Севера- Крымский прогиб Майкоп- ский \Ч— ^-—/-210 Пластовые сводовые Чайкинская, Ярылгачская
Kz к/А «2е Пластовые сводовые 'тектонически экранированные Октябрьская
Kf К/в! М... KfOC Пластовые сводовые Татьяновская, Вост.-Воронков ская, Нобоива- новская
Придобруджинский прогид .J i Я i ^4^600-^ Пластовые сво- довые. ' Массивные в айогермных телах Червоноармей- ская, Ореховская
к -°2+3 в, Пластовые сводовые Розовская Вост-Сарат- ская
Южно~ Украинская моноклиналь Kf+ + T-J Т-3 AR -5?^++^+^ ( С_Цо^/ Ч ЙОО Пластовые сводовые Новофедоров- ская, Главковская
Неоге- новый N*Si хаМ-бо -во А/—Ч-9О Хсг-^ -к>а Пластовые литологически экранирован- ные Приазовская
Рис. 33. Характер строения типичных ловушек
Юга Украины (составил И. В. Леськив,
1983 г.)
Он протягивается в виде прерывистой
полосы от Караби-Яйлы через массив
Аграмыш, Гончаровскую и Видненскую
площади и далее, в погребенном виде,
этот барьерный риф ориентировочно
протягивается к востоку в пределы Кер-
ченского п-ова. Структурным контролем
является Тамбовско-Восходовская зона
глубинного разлома.
Севернее рифа выделяются мелковод-
ные зарифовые отложения, южнее
его — карбонатный и флишоидный
предрифовый комплексы.
В районах развития верхнеюрских
рифов неантиклинальные ловушки мо-
гут быть приурочены не только к орга-
ногенным постройкам, но и к зонам
сопровождающих их шлейфов, а также
в ряде случаев к зарифовым фаци-
ям [70].
Рифогенные известняки раннемело-
вого возраста были вскрыты в преде-
4 5—1634
49
лах Северо-Каркинитской зоны флек-
сур на Тендровской площади.
На основании полученных сейсмораз-
ведочных материалов мы можем пред-
положить, что такие известняки шире
развиты на северном борту Каркинит-
ско-Северо-Крымского прогиба,— как
на суше, так и в прилегающей части
Каркинитского залива.
Определенный поисковый интерес
имеют также локально развитые в при-
сводовых частях резко выраженных
складок биостромы и карбонатные бан-
ки в отложениях верхнего палеоцена в
Юго-Западной равнине Керченского
п-ова.
Таким образом, в геологической ис-
тории Причерноморья неоднократно
возникали условия, благоприятные для
образования неантиклинальных лову-
шек различных типов (рис. 33). Воз-
растной диапазон отложений, к кото-
рым они приурочены, весьма широк —
от силура до неогена.
Поиски залежей углеводородов во
всех этих образованиях только начина-
ются, это, конечно, сопряжено с боль-
шими трудностями, поскольку многие
перспективные горизонты залегают на
очень больших глубинах. Все это сдер-
живает широкий разворот буровых ра-
бот, а геофизические материалы не
всегда достаточно информативны.
Целенаправленные комплексные гео-
лого-геофизические исследования для
подготовки неантиклинальных ловушек
под бурение являются одной из основ-
ных задач поисковых работ в описывае-
мом регионе.
ГЛАВА II
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ
ПОИСКОВЫХ РАБОТ
НА НЕФТЬ И ГАЗ
Сведения о наличии нефти на террито-
рии Крыма уходят в глубокую древ-
ность, о чем свидетельствуют историче-
ские находки амфор (рис. 34). Нефть
использовалась при строительстве, для
освещения, в медицинских целях, а
позже в военном деле.
Русский ученый К. И. Таблиц в
1785 г. в книге «Физическое описание
Таврической области» впервые назы-
вает полуостров на востоке Керченским
и приводит сведения о минеральных
богатствах Крыма. В 1823—1825 гг. в
Крыму успешно продолжил поиски
нефти, угля и железной руды марк-
шейдер Козин. В то же время извест-
ный русский промышленник Демидов
организовал экспедицию по изучению
крымских недр. В Николаевский порт
были доставлены пробы керченской
нефти для детальных анализов. В 1845 г.
горные инженеры Гурьев и Иваницкий
провели на Керченском п-ове деталь-
ные разведочные работы и рекомендо-
вали для промышленной добычи желез-
ной руды Камышбурунский участок.
Изобретение в середине XIX в. львов-
ским аптекарем И. Лукасевичем керо-
синовой лампы повысило спрос на
нефть, а усовершенствование в 1897 г.
Дизелем ранее сконструированного дви-
гателя внутреннего сгорания породило
в мире настоящий нефтяной бум.
В 1898 г. в г. Керчь работал завод
по переработке на асфальт добываемой
из колодцев нефти. Бурение на Кер-
ченском п-ове было начато еще в 1864 г.
4*
и велось американскими, французски-
ми, немецкими и другими зарубежны-
ми фирмами. Из-за низкой эффектив-
ности работ в Крыму (по сравнению
с Грозненским и Бакинским нефтяны-
ми районами) эти фирмы вынуждены
были прекратить поисковые работы и
искать более прибыльные участки.
До Великой Октябрьской социали-
стической революции на Керченском
п-ове на 20 участках проводилась экс-
плуатация нефтяных залежей, однако
достоверных данных о количестве до-
бытой нефти нет.
После победы Великой Октябрьской
социалистической революции молодое
Советское государство столкнулось с
рядом хозяйственных трудностей. Вы-
ступая на X съезде партии, В. И. Ле-
пин говорил, что топливо является
основным вопросом хозяйственного
строительства. Бакинские и грознен-
ские месторождения не могли полностью
обеспечить страну топливом. Начались
интенсивные поиски нефти в других
районах страны. ВСНХ поручил уже
известному в то время геологу В. А. Об-
ручеву проанализировать накопившие-
ся по ранее проведенным исследова-
ниям Г. Абиха и Н. А. Андрусова ма-
териалы по нефтеносности Крыма.
В. А. Обручев признал наиболее пер-
спективными на нефть и газ в Крыму
неогеновые отложения на территории
Керченского п-ова.
По заданию Геолкома П. А. Двой-
ченко, А. Д. Архангельский и другие
детально изучили нефтеносные участ-
ки, наиболее пригодные к эксплуата-
ции. Однако объем проводимых работ
оставался незначительным.
51
a
Рис, 34. Склад с амфорами (III в. до н. э.)
в Танаисе с остатками керченской нефти (а)\
надпись «нафа» на одной из амфор (б) и при-
черноморская амфора X в. н. э. с надписью
«гороухща» в гнездовском кургане (в)
С 1954 г. на территории Керченско-
го п-ова, Предгорного и Равнинного
Крыма стали проводиться систематиче-
ские поиски залежей нефти и газа в
карбонатных и терригенных породах
мезозоя. Однако существовавшие в то
время технические средства в сейсмо-
разведке были не способны обеспечить
подготовку структур для глубокого бу-
рения. Это вызвало сокращение объ-
емов глубокого бурения с 28 тыс. в
1953 г. до 9 тыс. в 1959 г.
1960 г. стал поворотным в направле-
нии поисковых работ на нефть и газ
в Крыму. Экспертно-геологическим со-
ветом Министерства геологии УССР
было решено начать широким фронтом
поисковые работы в Равнинном Крыму.
Бурение первых скважин привело к
открытию залежей газа и нефти.
Первый фонтан газа в Равнинном
Крыму с дебитом 68 тыс. м3/сут полу-
чен в ноябре 1960 г. в скв. 2 Задорнен-
ской площади из отложений палеоцена.
Как показали результаты работ после-
дующих лет, именно эти отложения
были наиболее высокоперспект,явными
52
на территории шельфа и суши Кар-
кинитско-Северо-Крымского прогиба.
Фонтан нефти на Октябрьской площа-
ди в скв. 1 был получен в мае 1961 г.;
в этом же году были открыты Глебов-
ское и Карлавское газовые месторожде-
ния. В 1964—1982 гг. разведаны Джан-
койское, Стрелковое и Западно-Октябрь-
ское газовые месторождения.
Выявленные за 1956—1963 гг. геофи-
зическими исследованиями объекты для
поисков нефти и газа в майкопских
и верхнемеловых отложениях Керчен-
ского п-ова послужили основанием для
возобновления здесь с 1963 г. глубоко-
го бурения. Единичные параметриче-
ские скважины бурились в малоизучен-
ных районах — Предгорном Крыму,
Присивашье и Северном Причерно-
морье.
В течение VII—VIII пятилеток вы-
явленные в отложениях Майкопа, па-
леоцена и верхнего мела ловушки были
опоискованы глубоким бурением и от-
крыты шесть месторождений газа. За-
пасы газа этих месторождений созда-
ли базу для газификации крупных про-
мышленных объектов (Симферополь-
ская ГРЭС, Бахчисарайский цементный
завод) и населенных пунктов.
Первый в Крыму газопровод проло-
жен в 1966 г. с Глебовского месторож-
дения до Симферополя с ответвления-
ми на Евпаторию и Саки. В 1967 г.
газопровод продлен до Бахчисарая и
Севастополя. В 1969 г. к существую-
щей системе газоснабжения подключе-
но Джанкойское, а в 1967 г.— Стрелко-
вое месторождения. С 1976 г. Крым-
ская система газопроводов соединена
с республиканской системой.
К концу 60-х годов в осадочной тол-
ще пород Равнинного Крыма остался
неразведанным единственный комплекс
пород — нижнемеловой, залегающий на
глубинах 3,5—5,0 км. Продолжавшиеся
почти десятилетие поисковые работы
с целью обнаружения в этих отложениях
месторождения нефти и газа были ма-
ло результативными. Часть из подго-
товленных сейсморазведкой ловушек не
подтверждалась бурением, в остальных
ловушках либо отсутствовали коллек-
торы, либо они оказывались обводнен-
ными. Требовался тщательный анализ
полученных отрицательных результа-
тов и разработка мероприятий, направ-
ленных на повышение геологоразведоч-
ных работ. Годовые объемы бурения в
этом регионе сократились до 15 тыс. м.
На Керченском п-ове в процессе раз-
ведочных работ в течение 1963—
1975 гг. зафиксированы многочислен-
ные газопроявления как в процессе
бурения, так и при испытании сква-
жин на Горностаевской, Вулкановской,
Мошкаревской, Марьевской и других
площадях из отложений различного
возраста. Это лишь подтверждало
перспективность района, однако слож-
ные горно-геологические условия не
позволяли успешно завершить строи-
тельство скважин. Многие из них лик-
видированы из-за смятия обсадных ко-
лонн, газопроявлений или прихватов
бурильных труб.
Первый управляемый промышлен-
ный приток газа на Керченском п-ове
получен в июне 1976 г. из скв. 8 Фон-
тановской площади. Залежь выявлена
в подошвенной части песчаников более
чем трехкилометровой толщи майкоп-
ских глин. Дальнейшая разведка пока-
зала, что песчаники, содержащие за-
лежи, распространены на склонах под-
нятий, существовавших в раннемайкоп-
ское время.
В Преддобруджинском прогибе в
1967—1973 гг. поиски залежей нефти
и газа осуществлялись Белгород-Дне-
стровской экспедицией. Основные пер-
спективы связывались с породами па-
леозоя, верхнего и среднего девона.
Скважинами на Саратской, Балабанов-
ской, Белолесской и других площадях
установлены нефтенасыщенные пласты
и получены небольшие притоки тяже-
лых нефтей. Во вскрытых разрезах на
выявленных сейсморазведкой структу-
рах хороших коллекторов не было уста-
новлено.
Открытие в 60-х годах газовых ме-
сторождений в Равнинном Крыму и
Присивашье послужило основанием
для прогнозирования месторождений
на северо-западном шельфе Черного и
Азовском морей. Основные перспек-
тивы газоносности шельфа Черного мо-
ря связывались с палеоценовыми и май-
копскими отложениями. Определенный
интерес представляли верхне- и нижне-
меловые толщи. Положительным фак-
тором при оценке перспектив нефтега-
зоносности шельфа было небольшая
глубина залегания предполагаемых
продуктивных толщ. Однако серьезной
преградой явилась сезонность в прове-
дении работ, так как движущиеся льды
Азовского моря в зимний период могли
разрушить буровые установки. Уже на
53
начало 1971 г. на шельфе Черного мо-
ря геофизическими методами под глу-
бокое бурение было подготовлено три
структуры, а в Азовском море одна.
Наиболее перспективной была призна-
на Голицынская структура в северной
части Черного моря, на которой в сен-
тябре 1971 г. Евпаторийской НГРЭ
глубокого бурения начато бурение глу-
бокой скважины. В феврале 1975 г. из
Голицынской скв. 7 получен первый
промышленный приток газа на шельфе.
Бурение скважин в Азовском море
было начато в. июле 1975 г. на Элек-
троразведочной площади, а первый
фонтан газа получен в декабре 1976
из скв. 1 Северо-Керченской площади.
В апреле 1972 г. на базе треста Крым-
нефтегазразведка организовалось един-
ственное в системе Министерства гео-
логии СССР объединение Крымморгео-
логия, а в декабре 1978 г. все геолого-
разведочные работы, проводимые объ-
единением Крымгеология по нефти и
газу в морях, были переданы Ми-
нистерству газовой промышленности
СССР. В 1979 г. в Симферополе на ба-
зе существовавшего Крымского газо-
промыслового управления объединения
Укргазпром создано объединение Чер-
номорнефтегазпром. Наряду с добычей
и транспортом газа оно продолжает
начатые объединением Крымморгеоло-
гия поисковые работы на шельфе Чер-
ного моря.
Во время проведения поисково-разве-
дочных работ на морях в 1971 — 1978 гг.
объединением Крымморгеология на
шельфе Черного моря геофизическими
методами выявлено 35 перспективных
структур, освоена методика строитель-
ства и построено четыре стационарных
платформы, из которых пробурено
12 скважин метражом 30,3 тыс. м. Бы-
ло открыто Голицынское газоконден-
сатное месторождение, дана оценка его
промышленных запасов, что позволило
приступить к строительству газопрово-
да. Составлены проекты поискового
бурения на структурах Сельского и
Шмидта. На последней объединением
Черноморнефтегазпром в 1979 г. разве-
дано газовое месторождение.
В акватории Азовского моря Крым-
моргеологией геофизическими метода-
ми выявлено 19 структур, пробурено
три скважины, открыто два месторож-
дения газа, составлены проекты на
опоискование бурением двух структур.
В итоге за период 1960—1980 гг. в
Крыму на суше и в морях открыто
13 месторождений газа. Кроме того, из
многих скважин получены притоки
пластовых вод. Некоторые из них обла-
дают лечебными свойствами. Извест-
ная «Крымская минеральная вода» до-
бывается с глубины 900 м из бурив-
шейся на поиски газа скважины Сак-
ская-1, а вода из такого же рода евпа-
торийских скважин 1, 8 используется
в санаториях в бальнеологических
целях.
НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ
И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ КОМПЛЕКСЫ
На основании анализа геологического
строения региона и приуроченности
нефти и газа к разрезу осадочного чех-
ла в нем выделены восемь нефтегазо-
носных и перспективных комплексов:
силурийско-каменноугольный, пермско-
триасовый, юрский, нижнемеловой,
верхнемел-палеоценовый, эоценовый,
майкопский и среднемиоцен-плиоцено-
вый. Перспективы их нефтегазоноснос-
ти связываются с разными тектониче-
скими зонами Юга Украины, включая
северную часть Черного моря.
Преддобруджинский прогиб
Нефтегазопоисковый интерес в этом
прогибе представляют только три до-
меловых комплекса, характеризующих-
ся в общем благоприятным сочетанием
коллекторов и покрышек.
В силу рийско-нижнекаменноу золь-
ном комплексе коллекторы преоблада-
ют в силурийской и среднедевонско-
визейской частях разреза, сложенных
преимущественно известняками и до-
ломитами. Их плотность составляет
2640—2720 кг/м3, открытая пористость
0,23—7,42, чаще всего встречающиеся
значения 1—3 %. Характерной особен-
ностью этих пород является обилие
разноориентированных трещин, запол-
ненных кальцитом, глинистым и би-
тумным веществом или открытых. Об-
условленная ими проницаемость дости-
гает 830,3 • 10~15 м2. Часто наблюдаются
также пустоты, возникшие в результа-
те выщелачивания, перекристаллиза-
ции и доломитизации известняков. Та-
ким образом, эти карбонатные породы
могут рассматриваться как коллекторы
порово-трещинного и порово-каверно-
трещинного типов невысокой емкости
и разной проницаемости.
В главным образом глинистых обра-
54
зованиях нижнего девона и верхней
части нижнего карбона, в целом явля-
ющихся субрегиональными покрышка-
ми, встречаются прослои и пачки пес-
чаников и алевролитов, коллекторские
свойства которых практически не из-
учены. К зональным и локальным по-
крышкам можно отнести отдельные
пачки среди карбонатных пород сред-
недевонско-визейского возраста, обога-
щенные сульфатными и глинистыми
образованиями.
Пермско-триасовый комплекс сложен
в основном континентальными терри-
генными и глинистыми, местами вул-
каногенными породами. В восточной
части Преддобруджинского прогиба
прослеживается также мощная толща
морских глинисто-карбонатных, глини-
стых, карбонатных и песчано-алеври-
товых образований средне — поздне-
триасового возраста, широко развитых,
очевидно, и в прилегающих районах
морей.
В качестве коллекторов в этом ком-
плексе можно рассматривать прежде
всего алеврито-песчаные породы. Их
плотность 2220—2700 кг/м3, и с глуби-
ной она увеличивается. Открытая по-
ристость в верхней части разреза до-
стигает 15—20 %, а проницаемость
25,1-10-15 м2. Книзу коллекторские
свойства существенно ухудшаются.
В нижней части комплекса открытая
пористость песчаников и алевролитов
изменяется от 0,04 до 4,75 %, прони-
цаемость не превышает 0,1 • 10~15 м2.
Примерно в таких же пределах изменя-
ется межзерновая пористость извест-
няков.
Степень трещиноватости рассматри-
ваемых пород обычно низкая и сред-
няя, местами высокая, что наряду со
значительными притоками пластовых
вод (до 15,7 м3/сут), полученных из
этих низкопористых пород в отдельных
скважинах, позволяет говорить о тре-
щинно-поровом типе коллекторов. Судя
по промыслово-геофизическим данным,
пермско-триасовый комплекс сложен
главным образом плотными разностями
пород. Пласты-коллекторы, как прави-
ло, маломощны и характеризуются в
общем низкими емкостными свойст-
вами.
Роль покрышек могут играть пачки
аргиллитов и плотных мергелей, при-
уроченные к разным частям разреза и
имеющие, вероятно, зональное распро-
странение. Абсолютная проницаемость
средне — верхнетриасовых мергелей,
замеренная по образцам из Старотроя-
новской параметрической скважины,
изменяется в пределах 1,28’10~12 —
1,9-10-12 м2.
Юрский перспективный комплекс
подразделяется на две части. Нижняя
сложена терригенно-глинистыми обра-
зованиями среднеюрского возраста, в
разрезе которых прослеживаются не-
сколько пачек алеврит-песчаных пород.
Из них наиболее распространены пач-
ки, приуроченные к основанию толщи
(базальные слои) и к кровле байосско-
го яруса. Остальные развиты в основ-
ном в центральной и северо-западной
частях прогиба. Их мощность изменя-
ется от 15—20 до 200—250 м. Все пач-
ки отделены друг от друга глинистыми
покрышками мощностью от 40—50 до
340 м. Еще большую мощность имеет
в некоторых районах толща батских
глин, представляющих собой субрегио-
нальный нефтегазоупор, как и отдель-
ные глинистые горизонты в байосской
части разреза.
Среднеюрские песчаники чаще всего
массивные, в северных районах средне-
и разнозернистые с глинисто-карбонат-
ным цементом, обычно базального типа,
а в центральных и южных — более
мелкозернистые, прослоями переходя-
щие в алевролиты с гидрослюдистым,
гидрослюдисто-шамозитовым, реже гли-
нисто-карбонатным цементом преиму-
щественно порового типа.
Плотность песчаников и алевролитов
2200—2500 кг/м3, открытая пористость
2,5—27,2 %, межзерновая проницае-
мость достигает 347,0 • 10-15 м2. В этих
породах встречаются многочисленные,
но обычно очень тонкие субвертикаль-
ные трещины, нередко открытые. Обу-
словленная ими проницаемость изуче-
на пока слабо. Судя по отдельным за-
мерам, она достигает 3,1 • 10-15 м2. Наи-
лучшими коллекторскими свойствами
обладают песчаники северо-западной
части прогиба. В других районах их
межзерновая пористость и проницае-
мость существенно снижаются. Однако
из этих коллекторов получены доста-
точно большие притоки пластовых вод,
что свидетельствует о значительном
улучшении их фильтрационных свойств
благодаря трещиноватости пород. Та-
ким образом, здесь развиты коллекто-
ры порового и трещинно-порового типа
малой и средней емкости и разной про-
ницаемости [68].
55
Аргиллиты и уплотненные глины
экранирующих горизонтов чаще всего
гидрослюдистые с различной при-
месью алеврит-псаммитового материала.
В юго-западной и центральной частях
прогиба они в основном тонкодисперс-
ные и слабо алевритистые. К северо-
западу количество терригенной приме-
си увеличивается и достигает максиму-
ма в районе сел Баймаклия — Готешттт
[73]. Степень дислоцированности сред-
неюрских отложений в общем невысо-
кая, за исключением узкой юго-запад-
ной полосы, характеризующейся повы-
шенными углами падения, нередко
раздробленностью и перемятостью ар-
гиллитов. Все это свидетельствует о до-
статочно высоком качестве среднеюр-
ских глинистых покрышек в большин-
стве районов рассматриваемой терри-
тории.
В толще верхнеюрских пород коллек-
торами являются известняки, песчани-
ки и алевролиты, приуроченные к раз-
ным стратиграфическим уровням. Одна
из наиболее выдержанных по площади
пачек коллекторов прослеживается в
низах келловейского яруса. В северо-
западной части прогиба она сложена
мелкозернистыми песчаниками и алев-
ролитами, обычно слабо скрепленными
карбонатно-глинистым цементом; мощ-
ность ее до 250—270 м. Открытая по-
ристость изменяется от 9,38 до 24,30 %,
проницаемость достигает 91,5 -10~15 м2.
В восточном и южном направлениях
песчаники сменяются средне — мелко-
зернистыми трещиноватыми известня-
ками, что сопровождается уменьше-
нием мощности пачки до 25—100 м.
В большинстве районов эти породы пе-
рекрыты мергелями, местами глинами,
которые могут играть роль покрышки.
Среди образований оксфордского воз-
раста коллекторами являются органо-
генные (в том числе рифогенные),
органогенно-обломочные, средне — мел-
козернистые и пелитоморфные извест-
няки. Их плотность составляет 2200—
2400 кг/м3, открытая пористость 4,5—
30,26 с преобладающими значениями
5—8 %. Межзерновая проницаемость
обычно низкая — до 0,1 • 10~15, однако
в отдельных разностях известняков до-
стигает 378,5 -10~15 м2. В этих породах
встречены разноориентированные от-
крытые трещины шириной до 0,3 мм,
которые существенно повышают прони-
цаемость (до 658,4• 10-15 м2). О хоро-
ших фильтрационных свойствах извест-
56
няков свидетельствуют также большие
притоки пластовых вод (от 240 до
480 м3/сут при понижении уровня на
10—50 м от статического).
Оксфордские известняки перекры-
ты сульфатно-карбонатно-терригенно-
глинистыми образованиями киммеридж-
титона, которые в целом могут рас-
сматриваться в качестве экранирующей
толщи, расслоенной пластами и линза-
ми пород-коллекторов: мелкозернисты-
ми слабосцементированными песчани-
ками, песками и алевролитами. Их
открытая пористость 22,54—32,17 °/от
проницаемость от 1,03-10~15—440,7 X
X 10~15 м2. Дебиты пластовой воды в
скважинах составляли 86,4—864 м3/сут
при понижении уровня до 100 м от
статического.
Каркинитско-Северо-Крымский прогиб
и Южно-Украинская моноклиналь
Здесь выделяются нижнемеловой, верх-
немел-палеоценовый и майкопский неф-
тегазоносные комплексы.
Нижнемеловые, преимущественно
терригенно-глинистые образования со-
держат несколько пачек пород-коллек-
торов, сложенных песчаниками, алев-
ролитами, туфами и туффитами. Наи-
более распространены терригенные по-
роды, залегающие в основании разреза
(базальные слои), возраст которых на
большей части Равнинного Крыма
определяется как неоком-раннеаптский.
В отдельных районах (Присивашье и
особенно в Северном Причерноморье)
базальные слои омолаживаются вплоть
до средне- и даже позднеальбского воз-
раста. Их мощность значительно ме-
няется по площади, достигая в районе
г. Красногвардейский 200—250 м. Не-
сколько уже распространены песчани-
ки и алевролиты, приуроченные к ниж-
ней части верхнеальбского подъяруса.
Кроме того, в разрезе альбских отло-
жений прослеживается несколько па-
чек терригенных и вулканокластиче-
ских пород зонального и локального
распространения.
Базальные слои нижнего мела обра-
зовывались в различных условиях.
Нижняя, неокомская их часть, разви-
тая преимущественно в Равнинном
Крыму, представлена континентальны-
ми пестро- и сероцветными терриген-
ными (в том числе грубообломочны-
ми), а также глинистыми образования-
ми, а верхняя — прибрежно-морскими
светло-серыми и серыми разными по
размеру зерен песчаниками, реже гра-
велитами с прослоями темноцветных
алевролитов и аргиллитов.
Терригенные породы базальных слоев
в различной степени изменены вторич-
ными процессами, в результате чего их
коллекторские свойства существенно
меняются по площади. В пределах ре-
гиона прослеживаются коллекторы по-
рового типа I—V класса и трещинно-
порового типа IV—VI класса [68].
Поровые коллекторы распространены
преимущественно в Северном Причер-
номорье, в центральной и южной час-
тях Равнинного Крыма и, очевидно, в
прилегающих районах Черного и Азов-
ского морей, залегая на глубинах до
2,5—3,0 км. Развитые здесь песчаники
разные по зернистости, а алевролиты
обычно песчаные и песчанистые. Их
цемент в основном глинистый, каоли-
нитовый, глинисто-кремнистый, реже
кремнистый и карбонатный порового,
контактово-порового, порово-базального
и базального типов. Разный состав и
количество цемента (от 3 до 40 %)
обусловили широкий диапазон их фи-
зических параметров. Плотность изме-
няется от 1970 до 2670 кг/м3, открытая
пористость от 1,0 до 29,1 с наиболее
часто встречающимися значениями
14—20 %, а проницаемость от менее
0,01 • 10~15 до 1006,7 • 10~15 м2. Лучшими
коллекторскими свойствами обладают
мелко- и среднезернистые песчаники,
слабо сцементированные крупночешуй-
чатым каолинитом. Песчаники и алев-
ролиты с обильным кремнистым и кар-
бонатным цементом практически не-
проницаемы. О преобладании в этих
районах терригенных пород с хороши-
ми фильтрационными свойствами сви-
детельствуют большие притоки пласто-
вых вод, обычно измеряющиеся десят-
ками и сотнями кубометров в сутки,
которые получены при испытании этих
отложений на ряде площадей.
В северной и северо-западной час-
тях Крыма, где базальные слои зале-
гают на глубинах более 2,5—3,0 км и
сильнее изменены процессами катаге-
неза, развиты коллекторы трещинно-
порового типа. Их емкость в основ-
ном обусловлена межзерновыми пусто-
тами первичного и вторичного проис-
хождения, а фильтрационные свой-
ства — трещинами.
В восточной части Каркинитско-Се-
веро-Крымского прогиба и его южно-
го борта прослеживаются разные по
размеру зерен и окатанности песчани-
ки с кремнисто-гидрослюдистым, крем-
нисто-хлорит-гидрослюдистым, гидро-
слюдисто-каолинитовым, каолинитовым
цементом базально- и контактово-поро-
гового типов, содержание которого со-
ставляет 10—40 % породы. Участками
он замещен кальцитом или доломитом.
Местами развиты конформные и инкор-
порационные структуры. Алевролиты
крупнозернистые, их цемент гидрослю-
дистый пленочного типа, реже кварце-
вый, регенерационный. Из вторичных
процессов кроме карбонатизации про-
явились слюдизация, окварцевание и
перекристаллизация цемента.
Плотность этих пород составляет
2080—2840 кг/м3, открытая пористость
0,37—24,01 %, проницаемость от менее
0,01 -10—15 до 143,8-10~15 м2 (чаще до
10-10-15 м2). За счет трещиноватости
проницаемость увеличивается до 604 X
Х10-15, преобладают значения (10—
200) • 10~15 м2. Лучшими коллектор-
скими свойствами характеризуются
песчаники с каолинитовым цементом,
широко развитые в верхней части ба-
зальных слоев на Татьяновской, Бо-
рисовской и некоторых других площа-
дях, где их мощность достигает 20—
25 м.
На территории Тарханкутского п-ова
алеврит-песчаные породы рассматри-
ваемой части разреза имеют различный
минеральный состав, полиминеральный,
реже кварцевый, гидрослюдистый,
кремнисто-гидрослюдистый, местами
каолинитовый цемент контактово- и
базально-порового, а также базального
типов. Его количество изменяется от
10 до 45 %. Из вторичных процессов
здесь отмечаются регенерация зерен
кварца, карбонатизация, серицитиза-
ция, пиритизация и перекристаллиза-
ция глинистого цемента.
Плотность этих пород обычно высо-
кая (до 2950 кг/м3), открытая порис-
тость 0,24—14,5 с преобладанием зна-
чений 2,5—5,0 %. Межзерновая прони-
цаемость в центральных и северных
районах Тарханкутского п-ова не пре-
вышает 1,3 • 10~15, а в южных достигает
5,7 • 10-15 м2. Отличительной особеннос-
тью этих коллекторов является доми-
нирование межзерновых пор вторич-
ного , происхождения, сообщающихся
сетью тончайших каналов; фильтраци-
онные свойства песчаников и алевроли-
57
|>яг'М
тов несколько улучшаются за счет раз-
вития открытых трещин. Обусловлен-
ная ими проницаемость изменяется от
0,3-10~15 до 56,0 • 10-15 с преоблада-
нием значений до 5-10~15 м2, местами
20-Ю-15 м2.
О низком качестве этих коллекторов
(V—VI классы) свидетельствуют также
результаты испытания базальных слоев
на Глебовской, Кировской, Бакальской,
Межводненской и Меловой площадях.
Все исследуемые объекты либо оказа-
лись «сухими», либо дали незначитель-
ные (до 2—3 м3/сут) притоки воды.
Только в юго-восточной части Тархан-
кутского п-ова, где неоком-аптские от-
ложения залегают на сравнительно
небольших глубинах (2,4—3,8 км) и
характеризуются максимальными для
этого района значениями пористости и
проницаемости, притоки вод достигали
86 м3/сут при самоизливе, а на Ок-
тябрьской площади была получена
нефть с дебитом 4—45 м3/сут.
По лабораторным данным установле-
но, что из терригенных пород базаль-
ной пачки кондиционными коллектора-
ми порового типа являются песчаники
58
(5)кг/м3
Рис. 35. Петрофизические зависимости для
коллекторов неоком-апта Каркинитско-Севе-
ро-Крымского прогиба между: а — открытой
пористостью и абсолютной проницаемостью,
б — открытой пористостью и плотностью (со-
ставил И. В. Леськив по данным объедине-
ния «Крымгеология», 1981 г.).
Площади: 1— Татьяновская, 2 — Донузлавская,
3 — Борисовская
о пористостью больше 6 %, проницае-
мостью больше 1-10~15 м2, фазовой
проницаемостью более 10-10-15 м2 и
газонасыщенпостью более 70 %. Для
коллекторов смешанного типа нижним
пределом кондиций являются порис-
тость 3 %, абсолютная проницаемость
0,1 • 10~15, фазовая проницаемость
0,04-10~15 м2 и газонасыщенность 45 %
(рис. 35).
Непроницаемой покрышкой для ба-
зальных песчаников служат залегаю-
щие выше глинистые образования (ча-
ще аргиллиты). Однако между послед-
ними и базальными песчаниками по-
чти повсеместно прослеживается пачка
плотных слабо трещиноватых алевро-
литов с прослоями песчано-алеврито-
вых аргиллитов, представляющая собой
ложную покрышку. Вверх по разре-
зу количество алевролитов постепенно
уменьшается, обусловливая смену этой
переходной пачки сильно расслоенной,
а затем более однородной глинистой
покрышкой. Таким образом, верхняя
граница ложной покрышки довольно
расплывчата. Условно опа проводится
на том уровне, с которого в разрезе
явно преобладают аргиллиты. Нижпяя
граница достаточно четкая.
Обоснованием отнесения рассматри-
ваемой пачки к ложной покрышке слу-
жат, с одной стороны, материалы про-
мыслово-геофизических исследований,
по которым пласты-коллекторы в этой
части разреза, как правило, не просле-
живаются, и с другой — результаты
определения физических параметров по
образцам пород. Согласно этим резуль-
татам, межзерновая проницаемость
алевролитов и алевритовых аргиллитов
изменяется от 0,01 • 10~15 до 0,68-10-15,
а трещинная достигает 18,4-10-15 м2
(Барановская и Глебовская площади).
Мощность ложной покрышки, пере-
крывающей базальные слои нижнего
мела, в большинстве районов северо-
западного Крыма составляет 30—60,
местами 70, уменьшаясь в прикарки-
нитской полосе до 5—20 м. В северо-
восточной части Равнинного Крыма
она значительно увеличивается, превы-
шая обычно 100—150 м. В Северном
Причерноморье, где базальные слои
более молодые (от позднеаптского до
средне- и даже позднеальбского возрас-
та), переходных слоев либо нет, либо
они имеют незначительную мощность;
это объясняется более быстрым разви-
тием морской трансгрессии и сильным
уменьшением областей сноса терриген-
ного материала в альбское время.
Мощность залегающей выше пачки
(толщи) преимущественно глинистых
образований, представляющей собой
истинную покрышку для базальных
песчаников, изменяется в довольно ши-
роких пределах. В Северном Причерно-
морье, Восточном Присивашье и юго-
западной части Равнинного Крыма опа
обычно составляет 30—150, в осталь-
ных районах превышает 100—150, до-
стигая местами 500—600 м. На боль-
шей части рассматриваемой территории
59
эти отложения обладают неплохими
экранирующими свойствами и относят-
ся к покрышкам II—III классов [68].
Терригенные и вулканокластические
породы альбского возраста представ-
ляют собой коллекторы порового и тре-
щинно-порового типов соответственно
I—V и IV—VI классов. Лучшими из
них (преимущественно I—III классов)
являются алеврито-песчаные образо-
вания района г. Евпатория, Саки,
с. Крыловка и прилегающих участков,
где они образуют довольно мощные
пачки (до 280 м) на глубинах до 1,5—
2 км.
Песчаники прослеживаются преиму-
щественно в разрезе верхнего, местами
среднего альба (Евпаторийская пло-
щадь). Это мелко-, средне- и разнозер-
нистые разности с контактово-поровым
глинистым, участками базальным каль-
цитовым цементом; местами цементи-
рующая масса глинисто-карбонатного
состава с примесью оксидов и гидро-
ксидов железа. Кроме первично-седи-
ментационных пор наблюдаются вто-
ричные, образовавшиеся в результате
выщелачивания карбоната. Плотность
песчаников колеблется в пределах
1780—2570 кг/м3, открытая пористость
3,0—31,8 %, межзерновая проницае-
мость от 0,1 • 10~15, причем преобладают
значения, превышающие 100-10~15 м2.
Наиболее проницаемы мелкозернистые
песчаники, слабо сцементированные
глинистым цементом контактово-поро-
вого типа.
Алевролиты играют подчиненную
роль. Их пластический материал хоро-
шо отсортирован. Цемент обильный
(25—40 %) слюдисто- и карбонатно-
глинистый, глинисто-карбонатный кон-
тактово-, реже базально-порового ти-
пов. Плотность алевролитов 2280—
2590 кг/м3, открытая пористость 9,1—
14,2 %, межзерновая проницаемость от
0,01 -10-15 до 17,3 -10-15 м2.
В центральной части Равнинного
Крыма, в северо-восточном Присива-
шье и Северном Причерноморье разви-
ты коллекторы преимущественно III—
V классов, представленные также пес-
чано-алевритовыми породами. По со-
ставу они кварцевые, кварц-глаукони-
товые и полевошпат-кварцевые с гли-
нистым, кремнисто- и карбонатно-гли-
нистым, а также кальцитовым цемен-
том смешанного типа, содержание ко-
торого обычно не превышает 30 %.
Пластический материал хорошо отсор-
60
тирован. Плотность этих пород изменя-
ется от 1700 до 2590 кг/м3, открытая
пористость 2,4—47,0 с преобладанием
значений 15—25 %, проницаемость
307,9-10-15 м2.
В северной части Равнинного Крыма,
где альбские отложения залегают на
глубинах более 2,5—3,0 км, развиты
коллекторы трещинно-порового типа
IV—VI классов, сложенные как тер-
ригенными, так и вулканокластически-
ми породами. Последние здесь играют
весьма существенную, а местами глав-
ную роль. По структуре они очень раз-
нообразны — от агломератовых до алев-
ритовых туфов и туффитов, все претер-
пели значительные постседиментацион-
ные диагенетические и катагенетиче-
ские преобразования. Сильнее всего
проявились политизация, хлоритиза-
ция, карбонатпзация, альбитизация,
цеолитизация, эпидотизация, окремне-
ние, серицитизация, окварцевание. Их
цемент глинистый, хлоритовый, крем-
нистый, кальцитовый, местами замещен
цеолитом. Тип цементации контактово-
поровый, участками базальный.
Плотность этих пород изменяется от
1480 до 2730 кг/м3, открытая порис-
тость 0,03—28,0, преобладают значения
2—7 %, а межзерновая проницаемость
(0,01—98,4) -10'5 м2. Лучшие коллек-
торские свойства имеют туфы и туф-
фиты южной прибортовой зоны и
восточной части Каркинитско-Северо-
Крымского прогиба (Чапаевская, Крас-
ноярская, Татьяновская, Орловская и
некоторые другие площади), где они
залегают на глубинах до 3,5 м. Связа-
но это с повышенной цеолитизацией
цемента, способствующей образованию
вторичных пор. В районах более глу-
бокого залегания вулканокластические
породы характеризуются низкой от-
крытой пористостью, обычно не превы-
шающей 3—5 %, и в монолитах прак-
тически непроницаемы.
Алевролиты и песчаники, как прави-
ло, плотные, низкопористые (до 13 %)
и в монолитах слабо проницаемые (до
1,9-10~15 м2).
Коллекторские, особенно фильтраци-
онные свойства песчано-алевритовых
и вулканокластических пород заметно
улучшаются за счет трещиноватости,
которая наблюдается в Северном Кры-
му почти повсеместно, но интенсив-
ность её разная как по площади, так
и по разрезу. Открытые трещины раз-
виты обычно по минеральным включе-
ниям или приурочены к контактам че-
редующихся пород. Обусловленная ими
пористость не превышает 1,1 %, прони-
цаемость алевролитов и песчаников
(0,5—268,2)-10~15 с преобладанием
значений (30—50) • 10~15, а туфов и
туффитов (0,16—24—0,8) • 10~15 с чаще
всего встречающимися значениями
(10-100)-10-15 м2.
Рассмотренные коллекторы экрани-
руются толщей верхнеальбских аргил-
литов, представляющей собой субрегио-
нальную покрышку II—III, местами
IV классов [68]. Ее мощность обычно
50—500 м.
Верхнемел-палеоценовый нефтегазо-
носный комплекс сложен преимуще-
ственно карбонатными и глинисто-кар-
бонатными породами. До недавних пор
считалось, что их большая часть пред-
ставляет собой коллекторы трещинно-
порового и каверново-трещинно-порово-
го типа, за исключением наиболее гли-
нистых разностей, которым отводилась
роль покрышек. Однако, как показы-
вает анализ фактического материала,
такие представления неверны и нужда-
ются в существенном уточнении.
Среди известняков позднемелового
возраста преобладают пелитоморфные.
Реже встречающиеся органогенные и
органогенно-детритовые разности сло-
жены в основном микрофауной (фора-
миниферами, сферами, питонеллами) и
тонкодетритовым материалом, в связи
с чем мало отличаются от пелитоморф-
ных. Все эти породы плотные, низко-
пористые и в монолитах непроницае-
мые. Их фильтрационные свойства обу-
словлены трещиноватостью, интенсив-
ность которой существенно меняется
как по площади, так и по разрезу и
далеко не всегда достаточна для обес-
печения удовлетворительных коллек-
торских свойств. Так как в основе
этого явления лежит тектонический
фактор, то в зонах повышенной трещи-
новатости, благоприятных для развития
коллекторов, трудно рассчитывать на
наличие таких разностей карбонатных
и глинисто-карбонатных пород, кото-
рые были бы полностью лишены тре-
щин. Правда, в частных случаях тре-
щины могут оказаться залеченными.
В большинстве же районов открытые
трещины наблюдаются практически по
всему разрезу, включая и те части, ко-
торые обычно рассматриваются в каче-
стве покрышек [68].
Отсюда напрашивается вывод о трех-
слоином строении толщи верхнемело-
вых пород Каркинитско-Северо-Крым-
ского прогиба и Южно-Украинской
моноклинали. То что около 70 % выде-
ленных в ней объектов для испытания
оказались «сухими» или дали незначи-
тельные притоки флюидов (до 1 м3
жидкости или 1—2 тыс. м3 газа в сут-
ки), свидетельствует о весьма широком
развитии в этой толще проницаемых
неколлекторов (ложных покрышек).
Удовлетворительные же коллекторы и
истинные покрышки распространены
зонально, причем благоприятное их со-
четание — явление довольно редкое.
В карбонатных образованиях поздне-
мелового возраста коллекторы просле-
живаются обычно в сеноманской и ту-
рон-сантонской частях разреза, харак-
теризующихся в общем повышенной
трещиноватостью пород.
_ Трещинно-поровые коллекторы сено-
манского яруса представлены главным
образом пелитоморфными, изредка ор-
ганогенными и органогенно-детритовы-
ми глинистыми известняками. Их плот-
ность колеблется в пределах 2000—
2670 кг/м3, а пористость 0,3—18,9 %
(преобладают значения 2—6 %). Сте-
пень трещиноватости этих пород зна-
чительно меняется по площади. Наи-
более интенсивные проявления ее фик-
сируются вдоль южного борта Карки-
нитско-Северо-Крымского прогиба и в
районах сел Глебовна, Кировское и
Межводное. Здесь широко развиты раз-
ноориентированные, чаще субгоризон-
тальные трещины, выполненные каль-
цитом, глинисто-битумным и углисто-
глинистым веществом, или же откры-
тые. Последние прослеживаются по
плоскостям напластования пород, зале-
ченным трещинам и сутуро-стилолито-
вым швам. Как правило, они тонкие,
прямолинейные и слабо извилистые,
прерывистые. Плотность открытых тре-
щин изменяется от 0,01 до 4,68 см/см2.
Обусловленная ими пористость не пре-
вышает 1 %, а проницаемость дости-
гает 648,7 • 10-15 с преобладанием зна-
чений до 20 • 10-15 м2. О хороших филь-
трационных свойствах сеноманских
коллекторов в этих районах свидетель-
ствуют также промышленные притоки
нефти и газа, полученные на Октябрь-
ской и Карлавской площадях.
В остальных районах Северного
Крыма сеноманские известняки и мер-
гели характеризуются меньшей трещи-
новатостью. Встречающиеся тонкие
61
открытые трещинки незначительно
улучшают их емкостные (до 0,4 %) и
фильтрационные (обычно до (5—6) X
Х10-15, изредка до 21,6-10-15 м2) свойст-
ва. По промыслово-геофизическим дан-
ным пласты-коллекторы не выделяются.
В качестве непроницаемых покры-
шек в разрезе сеноманских отложений
рассматриваются пачки мергелей и из-
вестковых глин или аргиллитов, про-
слеживающиеся в разных частях яру-
са. Их мощность обычно небольшая
(10—30 м). На востоке Равнинного
Крыма и в Северном Причерноморье
они опесчаниваются и теряют экрани-
рующие свойства.
В толще пород турон-сантонского
возраста развиты коллекторы поро-
во-каверно-стилолит-трещинного типа.
Лучшие из них отмечены вдоль южно-
го борта Каркинитско-Северо-Крым-
ского прогиба и в районе сел Воронки,
Соколиное, Серебрянка; здесь они сло-
жены главным образом высококарбо-
натными, реже глинистыми известня-
ками, относящимися к пелитоморфным,
сферовым, фораминиферо-сферовым и
органогенно-детритовым разностям.
Для них характерно большое количе-
ство разноориентированных, чаще суб-
горизонтальных сутуро-стилолитовых
образований, выполненных глинистым,
глинисто-битумным, иногда углисто-
глинистым веществом, в отдельных слу-
чаях они выполнены крупнозернистым
кальцитом.
Плотность этих известняков 2270—
2650 кг/м3, открытая пористость 0,14—
15,24 % (чаще всего 4—11 %), меж-
зерновая проницаемость не превышает
0,01 • 10~15 м2. Фильтрационные, в мень-
шей мере емкостные свойства улучша-
ются за счет трещин, сутуро-стилоли-
товых образований, вторичных пустот
и каверн. Максимально они развиты
в районе сел Воронки и Серебрянка, а
также в южной части Тархаикутско-
го п-ова.
Трещины разноориентированы, вы-
полнены кальцитом, глинисто-битум-
ным веществом или же открытые. По-
следние развиваются по сутуро-стило-
литовым образованиям, минеральным
трещинам и плоскостям напластования
пород. Они имеют прямолинейную и
слабо извилистую форму. Частота их
встречаемости существенно меняется
по площади и разрезу, достигая места-
ми 3,83 см/см2. Ширина открытых тре-
щин колеблется в пределах 7—60 мкм.
62
Обусловленная ими пористость обычно
измеряется долями процента, достигая
изредка 1,25—3,5 %, проницаемость
(0,1—6491) • 10~15 с наиболее частыми
значениями до (50—100) • 10~15 м2.
О хороших фильтрационных свой-
ствах карбонатных пород на отдельных
участках свидетельствуют довольно
частые поглощения промывочной жид-
кости при их проходке и значительные
притоки флюидов в ряде скважин (до
72 м3/сут воды на Родниковской струк-
туре и 115 м3/сут нефти на Серебрян-
ской площади).
В остальных районах Северного
Крыма карбонатные образования ту-
рон-сантонского возраста по литологи-
ческой характеристике близки к опи-
санным, однако отличаются несколько
большей плотностью (2510—2770 кг/м3),
меньшей открытой пористостью (обыч-
но до 4—5 %) и дислоцировапностью,
в том числе трещиноватостью. За-
метно меньше здесь и частота встре-
чаемости сутуро-стилолитовых образо-
ваний. Ширина открытых трещин не-
большая (7—20 мкм). Обусловленная
ими пористость составляет обычно до-
ли процента, а проницаемость не пре-
вышает 14,0 -10~15 м2.
Покрышкой для турон-сантонских
коллекторов является пачка мергелей
и глинистых известняков, приурочен-
ных к низам кампанского яруса. Ее
качество обычно невысокое, а мощ-
ность 20—150 м.
В вышележащих кампанских и ма-
астрихтских отложениях породы-кол-
лекторы встречаются реже. Это пелито-
морфные, местами органогенно-детри-
товые известняки, характеризующиеся
различным содержанием СаСОз (75—
98 %) и сравнительно невысокой от-
крытой пористостью (обычно до 12—
15%). В монолитах они практически
не проницаемы. Однако довольно часто
встречающиеся в них сутуро-стилоли-
товые образования и открытые трещи-
ны улучшают фильтрационные, в мень-
шей мере емкостные свойства пород,
обусловливая их принадлежность к
коллекторам порово-стилолито-трещин-
ного типа. Мощность открытых трещин
небольшая (10—15 мк), густота их
изменяется от 0,04 до 3,4 см/см2, тре-
щинная пористость 0,004—0,05 %, про-
ницаемость (0,06—61,7)-10~15 м2.
Природные резервуары палеоцено-
вых отложений также характеризуются
трехчленным строением.
Породы-коллекторы приурочены обыч-
но к отложениям нижнего палео-
цена, однако в некоторых районах ши-
роко развиты и в верхней части разре-
за. Представлены они главным образом
карбонатными, реже песчано-алеврито-
выми образованиями. Лучшие из них
распространены в северо-восточной
части Равнинного Крыма и Присива-
шья, где карбонатные породы частично
или полностью замещаются терриген-
ными. Песчаники и алевролиты, как
правило, олигомиктовые с глинистым
и слюдисто-глинистым цементом кон-
тактово-порового, неполнопорового и
порового типов. Их плотность варьи-
рует в пределах 1680—2480 кг/м3, по-
ристость 5,6—35,8 %, проницаемость
(0,1—1005) -10~15 м2. Преобладают вы-
сокопористые и проницаемые разности.
Об этом свидетельствуют также боль-
шие дебиты вод в скважинах, измеряю-
щиеся обычно сотнями кубометров в
сутки.
В других районах распространены
карбонатные коллекторы трещинно-по-
рового типа. Их емкостные и фильт-
рационные свойства значительно ме-
няются по площади. Повышенными
параметрами характеризуются органо-
генно-детритовые и органогенно-пел г-
томорфные известняки, развитые в юж-
ной и центральной частях Тарханкут-
ского п-ова, в районах г.г. Джанкой,
Красноперекопск, Геническ, в Север-
ном Причерноморье и в пределах под-
нятия Голицына. Их плотность 1270—
2640 кг/м3, открытая пористость 1,0—
47,8 с преобладанием значений 10—20,
местами 25—30 %. Однако, несмотря
на высокую пористость, межзерновая
проницаемость этих известняков низ-
кая (обычно до 1 • 10-15, в единичных
случаях до 4,9-10~15 м2). За счет от-
крытых трещин она значительно уве-
личивается, достигая в отдельных слу-
чаях 2180-10—15 м2.
В северной части Тарханкутского
п-ова и, очевидно, в прилегающих рай-
онах Черного моря коллекторские свой-
ства карбонатных пород заметно ухуд-
шаются.
Описанные трещинно-поровые кол-
лекторы нижнего палеоцена перекрыты
верхнепалеоценовыми мергелями, кото-
рые, наряду с нижнеэоценовыми глина-
ми, ранее рассматривались в качестве
экранирующей толщи. При более де-
тальном изучении геолого-геофизиче-
ских материалов оказалось, что реаль-
ным нефтегазоупором данного продук-
тивного горизонта являются только
нижнеэоценовые глины, характеризую-
щиеся широким распространением, до-
статочно большими мощностями (20—
150 м) и хорошими экранирующими
свойствами [68].
Мергели же верхнего палеоцена из-
за трещиноватости не способствуют
аккумуляции УВ. В то же время они
не обладают достаточной емкостью для
обеспечения их промышленных скопле-
ний. Следовательно, эти мергели явля-
ются ложной покрышкой или прони-
цаемым неколлектором. Об этом свиде-
тельствует ряд факторов, в том числе
близость абсолютных отметок ГВК и по-
дошвы нижнеэоценовых глин на участке
критической седловины по всем палеоце-
новым месторождениям Тарханкутско-
го п-ова, а также отсутствие залежей
газа на тех структурах, высота кото-
рых по кровле продуктивного горизон-
та оказалась меньшей, чем мощность
верхнепалеоценовых мергелей [ 14].
Отсюда вытекает, что именно мощность
является определяющим фактором про-
дуктивности палеоценовых отложений
Каркинитско-Северо-Крымского про-
гиба.
В связи с этим важно отметить, что
максимальной мощностью ложной по-
крышки (150—200 м) характеризуется
Михайловская депрессия. В прилегаю-
щих к ней районах и на Тарханкут-
ском п-ове мощность 50—150, умень-
шаясь к северу и востоку до 0—50 м.
Майкопский нефтегазоносный ком-
плекс в пределах Каркинитско-Северо-
Крымского прогиба и Южно-Украин-
ской моноклинали сложен преимуще-
ственно глинами, обладающими очень
хорошими экранирующими свойствами.
Пласты песчаников и алевролитов,
группирующиеся в отдельные пачки,
играют явно подчиненную роль и при-
урочены к низам разреза, а также
к верхнекерлеутскому горизонту сред-
него Майкопа. Наиболее развиты они
Крыма, Присивашье и Северном При-
в северо-восточной части Равнинного
черноморье. Их открытая пористость
11,7—39,0 %, проницаемость (8,2—
3370,1) • 10-15 м2. Наряду с песчано-
алевритовыми породами коллекторами
являются здесь и сильно алевритовые
глины, плотность которых варьирует в
пределах 1700—2770 кг/м3, открытая
пористость 4,0—35,5 %, проницаемость
(1,4-176,5) -Ю"15 м2.
63
Индоло-Кубанский прогиб
и прилегающие тектонические зоны
На описываемой территории выделя-
ются верхнеюрско-берриасский, ниж-
немеловой, верхнемел-палеоценовый,
эоценовый, майкопский и среднемио-
цен-плиоценовый перспективные и неф-
тегазоносные комплексы.
Первый представлен преимуществен-
но карбонатными, в том числе рифо-
генными, глинисто-карбонатными, реже
глинистыми, местами терригенными
породами. Рифогенные образования
приурочены к келловей-оксфордской и
титон-берриасской частям разреза.
Нижняя толща связана с отдельными
участками геосинклинальных зон Вос-
точного Крыма и Северо-Западного
Кавказа, где ее мощность достигает
800—1000 м и больше. Развитие ана-
логичных пород прогнозируется также
в самой южной полосе Керченского
п-ова. Пачка мощностью 250 м верхне-
оксфордско-киммериджских глин с си-
деритами, перекрывающая этот рифо-
генный комплекс на востоке Горного
Крыма, вероятно, распространена и в
южных районах Керченского п-ова,
представляя собой непроницаемую по-
крышку.
Толща титон-берриасских рифоген-
ных и сопровождающих их пород про-
слеживается несколько севернее, вдоль
зоны сочленения геосинклинального
прогиба со Скифской плитой. Мощ-
ность ее сравнительно небольшая
(250—630 м). Собственно рифогенные
образования этого типа вскрыты сква-
жинами на Гончаровской и Видненской
площадях, где они представлены высо-
кокарбонатными (93—99 %), неравно-
мерно перекристаллизованными микро-
зернистыми, комковато-органогенно-во-
дорослевыми, органогенно-сгустково-
комковатыми брекчиевидными извест-
няками. Их коллекторские свойства
изучены слабо. Судя по нескольким
образцам из разреза Видненской пара-
метрической скважины, они обладают
очень низкой открытой пористостью
(0,74—4,25 %) и межзерновой прони-
цаемостью (до 0,6-10“15 м2). Многочис-
ленные разноориентированные трещи-
ны и сутуро-стилолитовые швы обычно
залечены битуминизированным глинис-
тым веществом или кальцитом, реже
открытые. Ширина последних состав-
ляет 17—20 мкм, плотность 0,21—
1,59 см/см2. Обусловленная ими порис-
64
тость незначительна (0,1—0,2 %)\ а
проницаемость достигает 13,9-10-15 м2.
Вдоль трещин развиты поры выще-
лачивания. Порово-каверно-трещинные
коллекторы местами обладают весьма
хорошими фильтрационными свойст-
вами, о чем свидетельствует мощный
фонтан минерализованной воды (до
1000 м3/сут), полученный из кровли
верхнеюрских известняков в скв. 5 на
Гончаровской площади.
Образования предрифового шлейфа
вскрыты Мошкаревской параметриче-
ской скважиной. Здесь разрез титон-
берриаса сложен трещиноватыми орга-
ногенно-обломочными известняками и
известняковыми брекчиями с прослоя-
ми аргиллитов и песчаников. Судя по
промыслово-геофизическим данным,
среди них имеются породы с порис-
тостью до 9,5 %.
Отложения мелководного шельфа
(зарифовые фации), представленные
микрозернистыми и псевдоолитовыми
известняками, мергелями, песчаниками
и смешанными глинисто-алеврит-карбо-
натными породами, установлены на
Тамбовской площади. Полоса их рас-
пространения охватывает, вероятно, се-
верные районы Керченского п-ова и
предгорья. В Тамбовской скв. 1 из
верхней части этих отложений получен
приток воды дебитом 80 м3/сут с плен-
кой нефти. В скв. 3 отмечались газо-
проявления.
В качестве непроницаемой покрыш-
ки для титон-берриасских карбонатных
пород можно рассматривать преимуще-
ственно глинистые образования позд-
небаррем-альбского возраста, накапли-
вавшиеся в виде компенсационной тол-
щи над рифогенным комплексом.
Нижнемеловой комплекс сложен в
основном глинистыми и терригенными
породами. В низах толщи значитель-
ную роль играют известняки.
Терригенные образования приуроче-
ны обычно к неоком-аптской части раз-
реза, группируясь в несколько пачек
мощностью 15—80 м. Песчаники мел-
ко-, средне- и разнозернистые, иногда
с гравийно-галечной примесью, про-
слоями переходящие в гравелиты и
конгломераты. Как и алевролиты, они
характеризуются олигомиктовым, мезо-
миктовым и полимиктовым составом
обломочного материала и кремнисто-
глинистым, кремнисто-хлорит-гидро-
слюдистым, карбонатно-глинистым, ре-
же кальцитовым цементом порового и
4азально-порового типов. Содержание
цемента составляет 15—40 %. Плот-
ность песчаников и алевролитов 2400—
2620 кг/м3, открытая пористость 0,85—
12,7 %, межзерновая проницаемость не
превышает 2,3-10-15 м2.
Среди известняков выделены микро-
зернистые, оолитоподобные, органоген-
но-обломочные и брекчиевидные. Все
они плотные (2600—2690 кг/м3), низ-
копористые и в монолитах практически
непроницаемы. Разноориентированные
трещины в них заполнены глинистым
и глинисто-битумным веществом, реже
открытые. Отмечены сутуро-стилолито-
вые образования. Трещинные параме-
тры не изучались.
Роль непроницаемой покрышки для
неоком-аптских коллекторов играет
мощная толща преимущественно гли-
нистых образований альбского возраста.
Верхнемел-палеоценовый комплекс
представлен мергелями и известняками
с прослоями аргиллитов, алевролитов и
песчаников. В верхах комплекса увели-
чивается количество аргиллитов.
Основным коллектором являются
трещиноватые известняки. Они обычно
приурочены к нижней особенно турон-
коньякской части разреза. Мощность
пластов достигает 20 м. Среди извест-
няков встречаются пелитоморфные, ор-
ганогенно-пелитоморфные, органоген-
но-детритовые и крупнокристалличе-
ские разности. Как правило, они
глинистые. Местами коллекторами яв-
ляются также сильно трещиноватые,
иногда брекчированные мергели. Плот-
ность этих карбонатных и глинисто-
карбонатных пород 2250—2710 кг/м3,
открытая пористость 3,0—21,5 %, меж-
зерновая проницаемость не превышает
0,2 • 10~15 м2. Фильтрационные свойства
существенно улучшаются за счет от-
крытых трещин, о чем свидетельствуют
частые поглощения промывочной жид-
кости, интенсивные газопроявления,
вплоть до вйбросов и аварийных фон-
танов (Краснопольская, Марьевская
площади), значительные притоки воды
(до 30 м3/сут) или газа (Вулкановская
структура). Трещинные параметры
изучены очень слабо. Плотность откры-
тых трещин (по малочисленным дан-
ным) 0,04—0,12 см/см2, а обусловлен-
ная ими проницаемость (0,8—3,2) X
X10-15 м2.
Подчиненную роль играют поровые
коллекторы — прослои песчаников и
алевролитов с пористостью до 20 %.
Они приурочены обычно к сеноманско-
му ярусу, встречаясь изредка и в дру-
гих частях разреза. На Мошкаревско-
Куйбышевской площади при испыта-
нии сеноманских песчано-алевритовых
пород в скв. 117 произошел выброс
газа с первоначальным дебитом до
50 тыс. м3/сут.
Покрышками для этих коллекторов
служат пласты и пачки плотных мерге-
лей и аргиллитов, встречающиеся на
разных стратиграфических уровнях и
преобладающие в верхней части ком-
плекса.
В толще преимущественно мергель-
но-глинистых образований эоценового
возраста коллекторами являются наи-
более трещиноватые разности мергелей
и встречающиеся местами прослои пес-
чаников и алевролитов. Их открытая
пористость составляет 4,37—17,56 % ,
межзерновая проницаемость не превы-
шает 0,3-10~15 м2. Однако на основа-
нии промышленных притоков газа с
конденсатом из верхнеэоценовых отло-
жений на Фонтановском месторожде-
нии можно говорить о наличии в
разрезе коллекторов с более высокими
фильтрационными свойствами, обуслов-
ленными, скорее всего, их трещинова-
тостью.
Майкопский нефтегазоносный ком-
плекс сложен в основном глинами с
подчиненными прослоями песчано-
алевритовых пород. В общем это мощ-
ная регионально распространенная
экранирующая толща. Как и в других
районах, песчаники и алевролиты встре-
чаются здесь преимущественно на двух
стратиграфических уровнях — в осно-
вании серии (базальные слои) и в
верхнекерлеутском горизонте среднего
Майкопа, где они группируются в не-
сколько пачек.
Базальные слои характеризуются
резкой фациальной изменчивостью.
Суммарная мощность песчано-алеври-
товых пород колеблется в широких
пределах (от 0 до 100—150 м). Даже
в самой выдержанной по площади пач-
ке М-3 в центральной части Керчен-
ского п-ова количество пластов-коллек-
торов меняется от 1 до 3, а их суммар-
ная мощность от 5 до 26 м. Коллек-
торские свойства нижнемайкопских
песчаников и алевролитов лучше изу-
чены в центральных районах полу-
острова: открытая пористость здесь
4,6—18,0 %, проницаемость (0,1—
144,8) • 10-15 м2. К северу и востоку
5 5—1634
65
емкостные и фильтрационные свойства
коллекторов ухудшаются, что связано
с увеличением в этих направлениях
глубины залегания и, следовательно, с
более сильными вторичными изменения-
ми пород. Их открытая пористость со-
ставляет здесь 1,3—14,7 %, проницае-
мость 0,4 -10~15 м2 (данные ограниче-
ны). Однако получение при опробова-
нии этих песчаников и алевролитов в
Кореньковской параметрической сква-
жине притоков пластовой воды с деби-
том до 89,3 м3/сут указывает на нали-
чие в разрезе более проницаемых раз-
ностей, очевидно, за счет появления
трещинно-поровых коллекторов.
Наиболее широко развиты верхне-
керлеутские песчаники и алевролиты
в пределах рассматриваемых структур-
ных элементов в юго-восточной части
Равнинного Крыма и прилегающих
районах Керченского п-ова. Здесь сум-
марная мощность достигает 100—
125 м, открытая пористость 10,2—
28,0 %, проницаемость (0,3—642,6) X
X 10-15 м2. Об удовлетворительных кол-
лекторских свойствах этих пород свиде-
тельствуют промышленные притоки га-
за на Южно-Сивашском месторождении
и нефти на Владиславовской и Мошка-
ревской площадях.
В центральной полосе Азовского мо-
ря (Среднеазовское поднятие, его скло-
ны и погружения) майкопские отложе-
ния характеризуются сокращенным
разрезом (150—800 м) и достаточно
широким развитием терригенных по-
род. Пласты-коллекторы представлены
слабо сцементированными алевролита-
ми и мелкозернистыми песчаниками с
суммарной мощностью до 150—200 м.
Они обладают хорошими емкостными
(29—30 %) и фильтрационными свой-
ствами. На Морской площади из этих
пород получен приток газа дебитом
256 тыс. м3/сут.
В среднемиоцен-плиоценовом газо-
нефтеносном комплексе коллекторами
являются органогенно-детритовые, ра-
кушечные, оолитовые известняки и
обогащенные органогенным материа-
лом мергели, реже песчаники и алевро-
литы, залегающие в виде тонких про-
слоев среди глин, которые явно преоб-
ладают в разрезе. Наибольший практи-
ческий интерес представляет чокрак-
караганская часть комплекса. В ней
прослеживается от 3—4 до 10—12
пластов-коллекторов суммарной мощ-
ностью до 15 м с весьма изменчивыми
66
физическими параметрами. Основную
роль среди них играют органогенно-де-
тритовые известняки и мергели плот-
ностью 1630—2530 кг/м3, пористостью
6,1—37,7 % (обычно 15—30 %) и про-
ницаемостью (0,05—492) • 10-15 м2 (ча-
ще до 5-10~15 м2). Наиболее высокой
проницаемостью характеризуются ка-
вернозные разности органогенно-детри-
товых известняков. Непроницаемыми
покрышками являются достаточно мощ-
ные пачки глин, перемежающиеся с
пластами-коллекторами, а также ниж-
несарматские глины, представляющие
собой субрегиональный нефтегазоупор.
АНОМАЛЬНО-ВЫСОКИЕ
ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ
Сложность поисков залежей УВ в При-
черноморско-Крымской газонефтенос-
ной области в значительной мере обус-
ловлена наличием АВПД. Эту аббре-
виатуру впервые применил К. А. Ани-
киев [1], хотя предлагается еще
другая — СГПД — сверхгидростатиче-
ское пластовое давление, о котором в
1982 г. писал А. А. Орлов.
Под аномально-высокими понимают-
ся такие давления, когда отношение
пластовых давлений к условным гидро-
статическим превышает 1,20. Такое
нижнее граничное значение коэффи-
циента аномальности (Ка) не соответ-
ствует максимальному давлению, кото-
рое обусловливается минерализацией
пластовых вод. Давление с Ка = 0,96—
—1,19 считается нормальным пласто-
вым, а с Ка меньше 0,96 — аномально
низким пластовым.
Первым гипотезу возникновения
АВПД выдвинул В. С. Иллинг в 1938 г.
Образование высоких пластовых давле-
ний он связывал с накоплением и
уплотнением глинистых осадков боль-
шой мощности. Основополагающими
пунктами этой гипотезы являются на-
личие глинистой толщи, ' ее большая
мощность, монотонность, отсутствие
процессов диагенеза и молодой возраст
осадков.
Гравитационное уплотнение осадков
приводит к снижению их фильтрацион-
ных и емкостных свойств и увеличению
плотности. Изменяется структура поро-
вого пространства и другие петрофизи-
ческие параметры формирующихся по-
род. Увеличивающееся давление выше-
лежащей толщи при продолжающемся
осадконакоплении со скоростью, превы-
шающей темп выхода флюидов из фор-
мирующихся осадков, создает зоны
АВПД и приводит к разуплотнению
пород.
Еще одной гипотезой происхождения
АВПД является эндогенная, обосновы-
вающая главную роль тектогенеза при
формировании АВПД. Она широко рас-
пространена особенно среди советских
исследователей. Б. А. Тхостов в 1966 г.
пришел к выводу, что трещиноватость
и наличие разломов определяют вели-
чину пластовых давлений в резервуа-
рах [77]. АВПД в таких случаях явля-
ются результатом поступлений флюи-
дов из высоконапорных нижележащих
горизонтов.
Сторонники каждой гипотезы, рас-
ходясь во мнении об их источниках,
едины в том, что АВПД играют важ-
ную роль при миграции УВ и формиро-
вании их скоплений.
АВПД впервые были отмечены в
30-х годах на Керченском п-ове. При
бурении скважин с глубин 400—600 м
наблюдались выбросы газа, нефти, во-
ды и глинистого раствора. При поиско-
вом бурении АВПД повсеместно отме-
чаются в разрезах Индоло-Кубанского
прогиба, имеют локальное распростра-
нение в Каркинитско-Северо-Крымском
прогибе, а в Преддобруджинском их
нет. Таким давлениям на территории
Юга Украины посвящены работы
Р. М. Новосилецкого. О. М. Озерного
и А. А. Орлова. О. М. Озерный, обоб-
щая результаты по изучению гидроди-
намических резервуаров Юга Украины,
провел прямые замеры в 456 объектах,
что позволило более глубоко изучить
количественные параметры АВПД
(рис. 36).
В Каркинитско-Северо-Крымском про-
гибе АВПД установлены на шести
площадях (Борисовской, Карла вской,
Северо-Серебрянской, Штормовой,
Шмидта и Голицынской). Они приуро-
чены к различным стратиграфическим
комплексам — докембрийскому, нижне-
меловому и палеоценовому.
АВПД в протерозойских отложениях
впервые установлены на Голицынской
площади (скв. 2). Из интервала 3830—
3875 м, сложенного кристаллическими
сланцами, получен приток воды с деби-
том перелива 6,4 м3/сут. Пластовое
давление на отметке — 3835 м состави-
ло 50,46 МПа, температура 156 °C,
Ка=1,34.
В нижнемеловых отложениях Карки-
нитско-Северо-Крымского прогиба
АВПД распространены в центральной
и приосевой частях. На Борисовской
площади они отмечены в базальных
осадках неокома. В скв. 1 из интерва-
ла 4918—4955 м перелив воды соста-
вил 1,4 м3/сут, пластовое давление
75,95 МПа, температура 175 °C, Ка —
= 1,57. Это единственная площадь, где
в песчаниках, перекрывающих домело-
вой комплекс, встречены АВПД. На
остальных площадях Каркинитско-Се-
веро-Крымского прогиба флюиды,
насыщающие песчаники (газ на Татья-
новской площади, нефть на Октябрь-
ской, воды на Ковыльненской и Кле-
пининской), имеют пластовые давле-
ния, равные гидростатическим. На ос-
новании этих данных можно сделать
вывод о том, что АВПД на Борисов-
ской площади имеют тектоническое
происхождение.
В альбских отложениях АВПД рас-
пространены шире и установлены на
Татьяновской, Северо-Серебрянской,
Западно-Татьяновской площадях. В Се-
веро-Серебрянской скв. 7 из интервала
3206—3235 м дебит воды составил бо-
лее 10 м3/сут, пластовое давление
47,95 МПа, температура 119 °C, Ка =
= 1,59. На южном борту прогиба флюи-
ды в резервуарах альбских отложений
имеют гидростатические или несколько
превышающие их давления (Западно-
Октябрьская, Восточно-Воронковская
площади, Ка = 1,03—1,05).
Результаты изучения АВПД в альб-
ском комплексе свидетельствуют о том,
что они образовались вследствие уплот-
нения глин и распространены в слабо-
песчанистых (Кпч<10%) разрезах.
При прохождении скважинами таких
разрезов отмечаются интенсивные и
постоянные газопроявления, однако
при опробовании их дебиты флюидов
были незначительными. Эти резервуа-
ры не сохраняют запасов УВ промыш-
ленного значения. На участках более
песчанистого разреза и при наличии
значительных объектов внутрипласто-
вых резервуаров АВПД , не отмечено.
В верхнемеловом карбонатном ком-
плексе Каркинитско-Северо-Крымского
прогиба АВПД не обнаружены. Опро-
бованием установлено, что пластовые
давления на 6—13 % ниже гидростати-
ческих. Однако в каждом ярусе верхне-
го мела они различны. Особенно суще-
ственна эта разница в наиболее емких
резервуарах турон-сантонского и сено-
5‘
67
Рис. 36. График начальных пластовых давле-
ний для западной части Индоло-Кубанского
прогиба (а) и Каркинитско-Северо-Крымского
прогиба (б) (составил О. М. Озерный, 1979).
Отложения: 1 — миоцена, 2 — Майкопа, 3 — эоце-
на, 4 — палеоцена, 5 — верхнего мела, 6 — нижне-
го мела, 7 — домеловые.
майского ярусов, считающихся самыми
перспективными на нефтегазоность в
верхнемеловой части разреза. Незначи-
тельное превышение пластового давле-
ния в кампанском ярусе над пластовым
в турон-сантонском и сеноманском слу-
жит основной причиной перетоков
пластовых вод в процессе бурения.
Явление перетоков четко фиксируется
скважинной термометрией и установле-
но на Серебрянской, Октябрьской, Та-
тьяновской, Скадовской и других пло-
щадях.
Существование межпластовых пере-
токов указывает на необходимость
тщательного изучения гидродинамиче-
ского состояния флюидов в каждом ре-
зервуаре. Применение конструкций
скважин, исключающих возможности
перетоков, позволит дать более объек-
тивную оценку насыщенности разрезов.
В верхнемеловых отложениях Карки-
нитско-Северо-Крымского прогиба толь-
ко в скв. 14 на Карлавской площади
установлены АВПД с Ка=1,87. Сква-
жина вскрыла трещиноватую зону,
обусловленную сбросом, которая, види-
мо, служит каналом питания флюидами
из нижезалегающих отложений. Из ин-
тервала 3418—3483 м получены прито-
ки пластовой воды и газа с дебитами
соответственно 45 и 5 тыс. м3/сут; плас-
товое давление 61,49 МПа, температу-
ра 131 °C.
68
В отложениях палеоцен-дата АВПД
отмечены на Голицынской и Штормо-
вой площадях. Из этих отложений по-
лучены притоки газа и воды с дебита-
ми от десятков до миллиона кубоме-
тров газа в сутки, Ка = 1,43—1,52. По
данным О. М. Озерного за 1981 г., на
площади Голицына статические давле-
ния в отложениях палеоцена, верхнего
мела и протерозоя близки между собой
(12,65—13,04 МПа), а приведенные
пластовые давления изменяются от
50,4 до 50,46 МПа. Для этого же стра-
тиграфического диапазона близки хи-
мический состав пластовых вод, сво-
бодных и растворенных газов. Приве-
денные данные свидетельствуют о еди-
ном гидродинамическом резервуаре, по-
крышкой которого служат глинистые
отложения эоцена. Гидродинамическая
связь обусловлена, в первую очередь,
тектонической обстановкой, а также
фациальным составом слагающих ре-
зервуар осадков.
Результаты изучения АВПД в Кар-
кинитско-Северо-Крымском прогибе по-
казали, что они проявляются локально
как по стратиграфическому разрезу,
так и по территории.
В Индоло-Кубанском прогибе в пре-
делах восточного погружения Горного
Крыма на суше пробурено более
350 скважин, которые вскрыли разрез
от неогена до юры. Особенностью раз-
разреза является значительная мощ-
ность глинистых отложений Майкопа,
достигающая 4—5 км. Во всем вскры-
том разрезе встречены АВПД (рис. 35,
а). В юрских отложениях на Мошка-
ревской, Гончаровской, Тамбовской
площадях получены притоки вод с
Ка = 1,57—1,76.
В толще нижнемеловых пород, прой-
денной большим количеством сква-
69
жин, АВПД встречены на Марьевской,
Мошкаревской и Тамбовской площа-
дях; Ка достигает 1,83, что обусловле-
но в первую очередь литологическим
составом — алевролитами в толще ар-
гиллитов.
Верхнемеловые отложения представ-
лены преимущественно мергелями и
известняками. Весь разрез насыщен
флюидами с АВПД, Ка которых меня-
ется от 1,36 до 2,2. Особенностью ги-
дродинамики флюидов в отложениях
верхнего мела является отсутствие ка-
кой-либо закономерности в изменении
Ка с глубиной. На Краснопольской,
Западно-Фонтановской, Северо-Вулка-
новской площадях после прохождения
известняков Маастрихта — сантона с
Ка=1,7—1,8 скважины вскрыли разре-
зы коньяк-сеномана с меньшими плас-
товыми давлениями, что приводило к
поглощению глинистого раствора в эти
резервуары и последующим газовым
выбросам из вышележащих пород в
опорожненные скважины. Прогноз
АВПД в карбонатных разрезах верхне-
го мела является актуальнейшей зада-
чей исследований.
Палеоценовый комплекс представлен
карбонатно-терригенно-глинистыми по-
родами. Прямые данные о пластовых
давлениях по материалам промыслово-
геофизических исследований отложе-
ний палеоцена на Краснопольской и
Алексеевской площадях привлекли
к ним внимание исследователей как
к новому перспективному комплексу
Керченского п-ова. По косвенным дан-
ным, исходя из плотности глинистого
раствора, компенсирующего пластовые
давления, в разрезах палеоцена Ка =
= 1,8—2,1. АВПД отложений эоцена
связаны с притоками газа, конденсата
и воды. Коллекторы характеризуются
резкой изменчивостью по территории
и разрезу. На Фонтановском месторож-
дении в песчаниках эоцена разведана
залежь газоконденсата с Ка=1,7.
Майкопские отложения характери-
зуются значительными мощностями и
однообразным фациальным составом, в
котором основное значение имеют гли-
нистые осадки. АВПД в майкопских
осадках встречены в интервале 300—
4955 м и отмечены по всей территории
прогиба. Особый поисковый интерес
представляет нижняя часть майкоп-
ских отложений —• планорбелловый го-
ризонт с пластами-коллекторами. Из
этой части разреза получены притоки
70
пластовых вод с дебитами до 550 (Слю-
саревская площадь) и газоконденсата
с дебитами 280 тыс. м3/сут (Фонтанов-
ское месторождение); Ка в отложениях
нижнего Майкопа составляет 1,6—1,9.
Среднемайкопские отложения обед-
нены выдержанными по площади высо-
коемкими коллекторами. Дебиты флюи-
дов из разрезов этого возраста не пре-
вышают 30 м3/сут, а Ка = 1,3—1,8.
Значительная мощность пород май-
копской серии в Индоло-Кубанском
прогибе свидетельствует в первую оче-
редь о высокой скорости прогибания
ложа бассейна. Гравитационные силы
способствовали интенсивному уплотне-
нию осадков, характер же уплотнения
определяется особенностями минерало-
го-петрографического состава пород,
температурой, химическим составом вод
и другими факторами. Исследуя кри-
вую изменения Ка с глубиной в май-
копских отложениях, видим, что этот
параметр не всегда зависит от глубины
залегания. Таким образом, главной
причиной АВПД в майкопской толще
является высокая скорость осадкона-
копления.
В. М. Добрынин и В. А. Серебряков
в 1978 г. писали, что АВПД формиру-
ются при скорости осадконакопления
более 60 м за 1 млн. лет [26]. Ско-
рость осадконакопления майкопских
осадков, по расчетам О. М. Озерного,
составляет свыше 200 м за 1 млн. лет,
т. е. намного больше, чем необходимо
для возникновения АВПД. О. М. Озер-
ный рассматривал образование АВПД
в майкопской толще по данным 630 ла-
бораторных определений пористости
майкопских глин из интервала 300—
4900 м. Зависимость пористости от глу-
бины описывается уравнением третьей
степени а = 0,0002Н3—0,013.Н2—
—0,35Н + 29,5 при коэффициенте кор-
реляции 0,774. Кривая зависимости
для майкопских глин на графике зна-
чительно смещена вниз и вправо по
отношению к типовой зависимости
уплотнения, что присуще бассейнам с
резким отставанием оттока флюидов от
темпа погружения осадков. Глинистые
породы майкопской серии слабо консо-
лидированы, обладают огромными ре-
сурсами поровой воды и потенциально
способны к отдаче в контактирующие
с ними пласты-коллекторы значитель-
ных объемов флюидов.
Вместе с тем локальность проявле-
ния АВПД свидетельствует о том, что
большая мощность глинистых отложе-
ний не является достаточным основа-
нием для существования таких дав-
лений.
Как отмечалось [37, 38, 78], ниже
1900 м монтмориллонит преобразуется
в иллит. Этот переход начинается при
температуре 86 °C и происходит со ско-
ростью, пропорциональной геотермиче-
скому градиенту. При переходе за счет
дегидратации освобождается «межсло-
евая» вода, и общий объем воды воз-
растает, что приводит к появлению
в литологически ограниченных резеп-
вуарах АВПД.
Исследованиями О. М. Озерного [51]
также установлено высокое геохимиче-
ское сходство состава флюидов в низах
отложений Майкопа и подстилающих
отложениях эоцен-палеоцена (по содер-
жанию СО2, бора и НСОз — иона).
Индоло-Кубанский прогиб представ-
ляет собой бассейн с незаконченными
процессами уплотнения осадков май-
копской серии, грязевым вулканизмом
и развитой сетью дизъюнктивных на-
рушений в эоцен-верхнеюрском ком-
плексе. Распределение АВПД изменчи-
во как с глубиной, так и по отдельным
площадям, а также по региону в целом.
Причины появления АВПД: в май-
копской серии — гравитационное уплот-
нение глинистых пород верхней и сред-
ней ее частей; в нижней части отложе-
ний Майкопа — уплотнение и внедре-
ние флюидов из подстилающих отло-
жений.
В эоцен-юрской части разреза основ-
ной причиной АВПД является подток
глубинных флюидов по зонам тектони-
ческих нарушений. Наиболее вероятны-
ми источниками флюидов являются
терригенные осадки нижнего мела и
средней юры.
На основании анализа геотермобари-
ческих условий Юга Украины и приле-
гающих территорий морей установлено,
что распространение нефтяных зале-
жей ограничивается давлениями 29,4 и
температурами 104°, а газовых соответ-
ственно 30,4 МПа и 127 °C. При более
высоких значениях указанных параме-
тров в недрах встречены только скопле-
ния газоконденсата.
В целом области АВПД Каркинит-
ско-Северо-Крымского и Индоло-Ку-
банского прогибов и прилегающих тек-
тонических зон хорошо коррелируются
с аномальными пластовыми темпера-
турами. Неотемпературный режим ре-
гиена формируется под влиянием ряда
факторов, важнейшими из которых
являются строение осадочного чехла и
фундамента, а также теплофизические
свойства пород.
Геотермическое поле Крыма значи-
тельно отличается от такового приле-
гающих районов Восточно-Европейской
платформы повышенными температу-
рами и их резкой дифференцирован-
ностью, что обусловлено различиями в
геологическом строении. На срезе —
500 м температуры определены на юж-
ном борту Каркинитско-Северо-Крым-
ского и вдоль бортов Индоло-Кубанско-
го прогибов.
В первой из этих зон выделяется ряд
температурных аномалий, связанных
с локальными поднятиями (Глебовское,
Карлавское). Повышенные температу-
ры отмечены севернее — в районе
Ярылгачско-Борисовских поднятий.
В пределах южного борта Индоло-
Кубанского прогиба район особо повы-
шенных температур оконтуривается
изотермой 55 °C на глубине 1000 м.
Внутри этого района температуры до-
стигают 70 °C. Зона повышенных тем-
ператур прослеживается далее на вос-
ток через Таманский п-ов и вдоль
Предкавказья. В центральной части
Индоло-Кубанского прогиба температу-
ра несколько снижается, образуя тем-
пературный минимум.
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ НЕФТИ,
ГАЗОКОНДЕНСАТА И ГАЗА
Для выявления закономерностей изме-
нения состава нефти, газоконденсата и
газа сопоставлялись их физико-хими-
ческие свойства по стратиграфическим
комплексам, тектоническим элементам
и глубине залегания.
Как уже отмечалось, палеозойскую
эру представляют нефтегазовые зале-
жи в девонских отложениях на Сарат-
ской площади Преддобруджинского
прогиба. В зависимости от условий
образования и сохранения УВ выделя-
ются два типа залежей. Так, коэффи-
циент жирности газа из карбонатно-
терригенных отложений среднего дево-
на составляет 0,07, а из известковисто-
сульфатно-доломитовых более 0,5.
Состав нефтей также довольно разли-
чен. Плотность нефти из подошвенной
части среднего девона меньше
(860 кг/м3) по сравнению с таковой из
71
сМЕ(юо%)

Рис. 37. Структурно-групповой углеводород-
ный состав нефти (а) и конденсатов (б) Юга
Украины (составила Е. Ф. Шевченко, 1981 г).
'Месторождения и площади: 1 — Приозерное (Ni),
2 — Владиславовское (р3—Ni), 3 — Карлавское
(К2ст), 4— Карлавское (K2t), 5 — Серебрянская
(К2), 6—Серебрянская (Kt), 7 — Октябрьское (КО,
8 — Западно-Октябрьское (КО, 9 — Саратская (D)
карбонатно-хемогенных отложений, за-
легающих-выше (930 кг/м3). Это обус-
ловлено повышенным содержанием
легких фракций (65 против 38%) и
более низким — смолисто-асфальтено-
вых компонентов (8 против 20 %).
В элементном составе саратской неф-
ти известковисто-сульфатно-доломито-
вой толщи определено высокое содер-
жание серы (более 1 %) и аномальное
количество кислорода (1,5 %). Высоко-
смолистая саратская нефть характери-
зуется особым групповым составом:
метановых УВ незначительное количе-
ство (10 % ), основную долю составля-
ют нафтены (50 %) и несколько мень-
шую — арены (40 %). Алифатические
УВ сосредоточены в бензиновых фрак-
циях (рис. 37). Среди высокомолеку-
0 2 4 6 в 10 \Г/О
____I--L___I___I__I____1__1___I___i__________I
х...........................С27 изохолестан i
Х^........................... it и Л
.... о(-холестан
С28 изоэргостанТ
... 11 " К
... ч а-эргостан
х-М, 6Н3)С2Н5 ...изоситостан Т
... " " /Г
... л а-ситостан
Х~Н} сн3, с2н5/ с7н15
___С28 трисгомогопаИ
___С29 норгопан
<... С30 гопам
.... С31 гомогопан Т
к »
....С32 дисгомогопан Т
" " /F
... С33трисгомогопан[
ч « U
.С3^тетрагомогопанГ
... » « £
Рис. 38. Соотношение гомологов стеранов и
терпанов в тяжелой саратской нефти (соста-
вила Е. Ф. Шевченко)
лярных соединений определены арены
и полиметиленовые УВ. Идентифика-
ция стеранов и терпанов приведена на
рис. 38. В результате идентификации
установлена повышенная доля гопанов.
Углеводороды мезозойского времени
изучались из юрских и меловых обра-
зований. Примером УВ юрской систе-
мы послужили газовые проявления на
Планерской площади. По коэффициен-
ту жирности газы юрских отложений
относятся к сухим, доля гомологов в
них не превышает 5 %. Основная осо-
бенность заключается в повышенном
содержании азота (5—10 %).
К меловым отложениям приурочены
залежи УВ в Каркинитско-Северо-
Крымском и Индоло-Кубанском проги-
бах, на восточном погружении Горного
Крыма (Юго-Западная равнина Кер-
ченского п-ова) и газопроявления на
Центрально-Крымском поднятии. В со-
ставе газа, по данным изучения проб
на площадях Красновская, Елизаветин-
ская и Новоселовская, определены вы-
сокие содержания неуглеводородных
компонентов (более 30%). Так, доля
азота в природном газе на Краснов-
ской площади более 40, сероводорода 5;
содержание СО2 в новоселовской пробе
достигает 10 %. Коэффициент жирнос-
ти составляет 0,1—0,2. Углеводороды
72
представлены в основном метаном.
В пределах восточного погружения
Горного Крыма в составе газа доля не-
углеводородных компонентов снижает-
ся до 2 %. По данным пробы на Мош-
каревской площади, природный газ в
основном (90%) представлен метаном,
гомологов 8 %, коэффициент жирности
не превышает 0,1. Конденсат, выделен-
ный из газа Мошкаревской площади
при разгазировании в лабораторных
условиях, характеризуется невысокой
плотностью (720 кг/м3) и выкипанием
до температуры 300 °C.
При переходе к Куйбышевской пло-
щади в составе природного газа не-
сколько увеличивается доля высших
гомологов, среди которых преобладают
изомеры нормального строения, коэф-
фициент разветвленности гомологов С4,
С5 колеблется в пределах 0,4—0,7.
На Вулкановской площади коэффи-
циент разветвленности возрастает до
1,1—2,0, уменьшается жирность газа
до 0,05—0,03, содержание метана уве-
личивается до 92—94 %. По особеннос-
тям и однотипности состава газов рас-
сматриваемой тектонической зоны из
верхне- и нижнемелового комплекса
основным источником питания можно
считать именно эти отложения.
При изучении физико-химических
свойств нефти нижнемеловых отложе-
ний на Тамбовской площади ее клас-
сифицируют как тяжелую, парафи-
нистую, смолистую, с плотностью
980 кг/м3, содержание парафина 4 и
асфальт-смолистых компонентов около
10 % при отношении кислых смол к
нейтральным, равном 2. По составу она
является остаточной, окисленной.
В Индоло-Кубанском прогибе физи-
ко-химические свойства газа изучались
на примере Булганакской площади.
Согласно полученным данным, газ
представлен в основном метаном
(97 %), доля гомологов составляет ме-
нее 1 %, что характерно для спонтан-
ных струй газов грязевых вулканов.
К меловым комплексам Каркиппг-
ско-Северо-Крымского прогиба приуро-
чены залежи УВ с сухим, полусухим
и жирным газом с низким (20—70) и
высоким (600—800 г/м3) содержанием
конденсата. Общих закономерностей
изменения состава газа по разрезу ме-
ловых отложений не прослеживается.
На Карлавской площади от нижнеме-
ловых отложений к верхнемеловым
отмечается повышение коэффициента
жирности от 0,08 до 0,19. В свободном
газе нижнемеловых отложений среди
бутанов преобладают разветвленные
изомеры, а в верхнемеловых — нормаль-
ные. В отложениях турона на глубинах
3,0-3,2 км в составе свободного газа
определена сравнительно высокая доля
водорода, свидетельствующая о влия-
нии более жестких термодинамических
условий, связанных, по-видимому, с
альб-сеноманским вулканизмом. Отли-
чительной чертой углеводородных га-
зов верхнемеловых отложений по срав-
нению с нижнемеловыми является вы-
сокое содержание этана (10—12 %).
Обратная закономерность в изменении
состава газа отмечена на Родниковской
площади, где высокий коэффициент
жирности характерен для проб ил ниж-
немеловых отложений (0,7—0,3%), в
которых определено кроме этана высо-
кое содержание пропана и значитель-
ное — бутанов.
На Серебрянской площади в отличие
от Родниковской жирный газ характе-
рен для верхнемеловых комплексов.
В пределах глубин 4,5—1,6 км от ниж-
немеловых образований к верхнемело-
вым коэффициент жирности изменяет-
ся от 0,14 до 1,43, причем содержание
пропана увеличивается с 2 до 25, бута-
на с 0,5 до 18 %.
В целом для меловых отложений
Каркинитско-Северо-Крымского проги-
ба характерен полусухой углеводород-
ный газ с коэффициентом жирности
0,2—0,4, содержащий СН4 80—85,
СгНб 8—10, СзН8 3—5 %, с преобла-
данием изомеров нормального строения
среди высших гомологов.
Конденсат, выделенный из газокон-
денсатной системы нижнего мела на
Западно-Октябрьской площади, харак-
теризуется плотностью 770 кг/м3, доля
высокомолекулярных УВ в нем незна-
чительна (5%). Углеводородный со-
став таков: алканов 60, нафтенов 25 и
аренов 15 % (рис. 37). Среди алифати-
ческих соединений в низкомолекуляр-
ных фракциях преобладают нормаль-
ные структуры, в средних и высших —
разветвленные (рис. 39). В составе
н-алканов установлен аномальный ко-
эффициент нечетности среди низкомо-
лекулярных гомолонов. Отношение
и — Су + н — Сэ/2н — С8 в конденсате
Западно-Октябрьской площади больше
10 (рис. 40). Аномальный состав объ-
ясняется приуроченностью залежи к
вулканогенно-осадочной формации.
73
Зазнает зона. _ г
спит-* месторожде- Inyounp
wewt-U ниг, площадь м
фр а к ц и я
Н.К - 200 °C 200 -350 °C
350-к.к.
I
К2сп
K2t
*1
Куданский
прогид
Приозерное
Владиславовою?
Каркинитсю ~
Сеоермрымский
[ прогид
I Середрянская
S ' плошрдь
!
। Карлавское
! Умрладское
i
! Октябрьское
Западно-
Октябрьское
Рис. 39. Изменение группового состава угле-
водородов отдельных месторождений и пло-
щадей Крыма по фракциям (составила
Е. Ф. Шевченко):
I — н-алканы, 2 — i-алканы, з — нафтены, 4 —
арены
Углеводороды нижнемеловых отло-
жений Октябрьской площади характе-
ризуются высоким коэффициентом
жирности газов (0,5), содержащих до
30 % гомологов метана. В групповом
составе жидких УВ значительно боль-
ше цикличных (рис. 39). Среди алка-
нов в бензиновой фракции преоблада-
ют разветвленные структуры, в высо-
кокипящих — нормальные. Плотность
жидких УВ в зависимости от положе-
ния в залежи 780—810 кг/м3; выкипа-
ют они на 90 % до температуры 350 °C.
Конденсаты газовых систем из ниж-
немеловых отложений Серебрянской и
Татьяновской площадей характеризу-
ются плотностью 800—730 кг/м3, вели-
чина которой зависит от глубины по-
гружения залежей: 3200 м — 770,
3900 м — 750, 4500 м - 730 кг/м3.
В групповом составе конденсатов
пропорционально плотности увеличива-
ется доля метановых УВ от 50 до 60
за счет уменьшения количества нафте-
нов от 30 до 20 %. При переходе к
верхнемеловым отложениям в конден-
сате Серебрянской площади вдвое уве-
личивается количество высокомолеку-
лярных УВ, появляются твердые пара-
фины С21—С39 (рис. 40). В групповом
составе легких фракций количество
нафтенов увеличивается от 30 до 42 %,
а ароматических У В уменьшается от
20 до 5 %. В составе аренов падает
цикличность. Отношение МЦА/(БЦА +
+ ПЦА) равно 0,15—0,40. Изменение
состава конденсата от нижнемелового
комплекса к верхнемеловому связано с
преобразованием флюидов в процессе
вертикальной миграции и влиянием
неблагоприятной геохимической обста-
новки в карбонатных породах верхне-
го мела.
Для установления изменения газа,
конденсатов и нефти в комплексах оса-
дочных толщ позднего мела изучались
физико-химические свойства УВ сено-
мана и турона Карлавской площади.
В результате установлено, что состав
газа в этих отложениях одного типа —
полусухой с коэффициентом жирности
0,2; тяжелых У В в нем 10—15 %; сре-
ди изомеров преобладают нормальные
структуры. В составе сеноманского га-
за отмечается несколько повышенное
содержание водорода и гомологов мета-
на. В смолистых и парафинистых сме-
сях с содержанием светлых фракций
85—65 % закономерности проявляются
не четко. При исследовании молеку-
лярного состава н-алканов (цис. 40)
установлена различная природа этих
74
6 8 10 12 /4 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36
Рис. 40. Распределение н-алканов в нефтях
(незаштриховано) и конденсатах (заштрихо-
вано) в Крыму (составила Е. Ф. Шевченко):
1 — Владиславовское месторождение, 2 — Сереб-
рянская площадь (К2), 3 — Западно-Карлавская
площадь (К2 сп), 4 — Карлавская (K2t), 5 — Запад-
но-Октябрьское, 6 — Октябрьское месторождение
смесей. Различия в физико-химичес-
ких свойствах УВ проявляются также
в составе аренов (рис. 41).
При переходе к отложениям саптона,
по данным пробы с Рылеевской пло-
щади, коэффициент жирности газа сни-
жается до 0,1, доля пропана и высших
гомологов становится незначительной,
а азота возрастает до 10 %. В саптон-
ском газе на Оленевской площади со-
держание гомологов до 5, СОг более
10%.
Изучение физико-химических свойств
конденсата на Рылеевской и Бакаль-
ской площадях показало, что он харак-
теризуется сравнительно высокой плот-
ностью (800 кг/м3), обусловленной зна-
чительным содержанием высокомоле-
кулярных У В (более 10%) и смолис-
то-асфальтеновых веществ (около 2 %).
Состав углеводородных флюидов в
отложениях палеогена также изменяет-
ся в довольно широких пределах. По
данным изучения проб с площадей Го-
6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 56 38
6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 56 л
Сп^п+г
лицына, Глебовская, Карлавская, Чер-
номорская, Оленевская, углеводород-
ный газ содержит метана 80—98 % и
характеризуется коэффициентом жир-
ности 0,05—0,6 и 1,2. Среди тяжелых
УВ преобладает этан, отношение Сг'Сз
составляет 2—3. Среди редких элемен-
тов преобладает аргон, отношение
Не/Аг- 0,3. Газ палеоценовых отложе-
ний характеризуется низким содержа-
нием конденсата. Конденсат имеет
плотность 750—780 кг/м3 и выкипает
до температуры 300° в пробе Глебов-
ского месторождения и до 350 °C в про-
бе Голицынского. Особенностью голи-
цынского конденсата является высокая
доля аренов (30 %) и пониженная
алканов (40%). Согласно классифика-
ции, по углеводородному составу го-
лицынский конденсат относится к ме-
тан-пафтено-ароматическому типу. Сре-
ди изомерных алканов в низкомолеку-
лярных фракциях преобладают нор-
мальные структуры в Черноморской
залежи и разветвленные в Голицын-
ской. Коэффициент превращенпости по
разновесной концентрации изомерных
бутанов равен 0,15—0,18.
В углеводородном газе Стрелкового
месторождения самое высокое содер-
75
Рис. 41. Распределение аренов по фракциям
при температурах: начало кипения 200, 200—
350 и конца кипения 350—550 °C в нефтях
Крыма (составила Е. Ф. Шевченко).
Месторождения: 1 — Приозерное, 2 — Влалиславов-
ское; 3— Серебрянская площадь, 4 — Карлавское
(К? сп), 5 — Карлавское (K2t), 6 — Октябрьское;
углеводороды, а — моноциклические, б — бицикли-
ческие, в — полициклические
жанпе метана (94—99 % ); коэффи-
циент жирности составляет 0,001.
К Юго-Западной равнине Керченско-
го п-ва приурочен углеводородный газ
с содержанием метана 85 % и коэффи-
циентом жирности 0,1, конденсат кото-
рого характеризуется плотностью
770 кг/м3 и относится к метановому
типу (Me 50, На 25, Ар 25 %).
В Индоло-Кубанском прогибе в со-
ставе газа в эоценовых отложениях
отмечается некоторое увеличение доли
неуглеводородных компонентов — азо-
та и СОз. В углеводородном составе
сохраняются закономерности, отмечен-
ные выше.
Нефть, отобранная на Горностаев-
ско-Алексеевском участке, характери-
зуется плотностью 840 кг/м3, содержит
7 парафина и 2 % смолистых веществ.
Количество светлых фракций составля-
ет 60 %. По углеводородному составу
она относится к нафтено-метановому
типу.
К отложениям олигопена в Карки-
нитско-Северо-Крымском прогибе при-
урочен сухой газ с содержанием мета-
па 95—99 %. Отношение смежных го-
мологов С2/С3 в среднем составляет 2.
Среди изомеров преобладают слегка
разветвленные соединения.
Сопоставление состава газа по разре-
зу палеогеновых отложений Голицын-
ского месторождения показало, что от
палеоцена к олигоцену (Майкопу) до-
ля гомологов значительно снижается,
коэффициент жирности изменяется от
0,2 до 0,002. Одновременно с уменьше-
нием гомологов метана уменьшается
содержание водорода с 6 до 0,02 %.
Состав газа в олигоценовых отложе-
ниях Индоло-Кубанского прогиба ана-
логичен описанному. При конденсации
выделяются УВ с плотностью 740 кг/м3,
содержанием парафина 0,2 и смолис-
тых веществ 0,2 %; содержание высо-
комолекулярной фракции составляет
8 % • Выделенный конденсат относит-
ся к метановому типу.
Нефтегазовые залежи с жирным га-
зом и легкой малосмолистоп нефтью
установлены на Владимирской, Мош-
каревской и Куйбышевской площадях.
В отложениях миопепа изменения
состава УВ изучались на площадях
Стрелковая, Мошка ревская, Войков-
ская, Акташская, Семеновская и др.
Попутный и свободный газ миоценовых
отложений относится к типу сухих ме-
тановых. Содержание в нем метана со-
ставляет 80—96, а СОг гомологов не
превышает 5 %. Сравнительно высокая
доля СО2 (3—8%) свидетельствует о
том. что превращение его происходило
в условиях гипергенеза. Нефти миоце-
новых отложений отличаются физико-
химическими свойствами. К Юго-За-
падной равнине Керченского п-ова при-
урочены нефти со средней плотностью
840—850 кг/м3 нафтено-метанового
типа.
В миоценовых отложениях Индоло-
76
Кубанского прогиба установлены как
легкие фильтрованные нефти с плот-
ностью 780—820, так и тяжелые с
плотностью 880—950 кг/м3. Высокая
плотность последних в основном обус-
ловлена отсутствием низкомолекуляр-
ных фракций. По небольшой доли смо-
листых соединений их можно считать
мигрирующими из более древних отло-
жений. Особенностью их группового
состава является высокое содержание
нафтенов (60—80 %).
При рассмотрении изменений груп-
пового состава жидких УВ от неогена
к мелу отмечается закономерное умень-
шение полиметиленовых соединений с
60 до 37, ароматических с 34 до 15, а
также увеличение метановых с 13 до
50 %. По данным химического анализа
в разрезе выделяются следующие груп-
пы углеводородных флюидов, приуро-
ченные:
1 — к верхнему миоцен-палеогеново-
му стратиграфическому комплексу; эта
группа характеризуется высоким со-
держанием нафтеновых соединений и
отсутствием нормальных алканов в
высших фракциях;
2 — к отложениям верхнего мела; ее
особенностью является невысокое со-
держание высших н-алканов и боль-
шая доля изопарафинов в средних
фракциях;
3 — к отложениям нижнемелового
комплекса; она подразделяется на две
подгруппы: каталитического (Октябрь-
ская площадь) и термокаталитического
(Западно-Октябрьская площадь) обра-
зования. По сравнению со второй груп-
пой в ней более высокие содержания
нафтенов и н-алканов, во фракционном
составе преобладают легкие УВ. В га-
зообразной части содержится значи-
тельное количество гомологов метана,
особенно пропана.
Из двух подгрупп УВ нижнемелово-
го комплекса автохтонной является та,
что содержит более 20 % н-алканов.
Она установлена на Серебрянском ме-
сторождении. Источником второй под-
группы, характеризующейся сравни-
тельно низким количеством н-алканов
(менее 15 %) и коэффициентом превра-
щенности 0,5, является ОВ домеловых
образований. Пример этой подгруп-
пы — У В Западно-Октябрьской пло-
щади.
При сравнении УВ рассеянного орга-
нического вещества и нефтей по от-
дельным нефтегазоносным комплексам
установлено, что они имеют близкие
физико-химические свойства. Основной
особенностью УВ верхнего структурно-
го этажа является высокая доля наф-
теновых соединений, которая при пере-
ходе к меловым комплексам уменьша-
ется вдвое. Содержание н-алканов в
углеводородной смеси палеогеновых
отложений намного выше, чем в под-
стилающих их позднемеловых образо-
ваниях, и значительно меньше, чем в
раннемеловом комплексе. Эта законо-
мерность отмечается и в углеводород-
ных флюидах.
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
Водоносные горизонты западной части
Причерноморско-Северо-Кавказской га-
зонефтеносной провинции встречаются
по всему разрезу от протерозоя до
неогена включительно [22, 36, 90].
Однако частое литологическое измене-
ние пород, отсутствие надежных водо-
упоров не дают возможности выделять
отдельные горизонты, поэтому нами
рассматриваются такие водоносные
комплексы: домеловой, нижнемеловой,
верхнемеловой, дат-палеоценовый, эо-
ценовый, майкопский, тортон-сармат-
ский.
Пластовые воды домеловых отложе-
ний изучены на территории Причерно-
морья и Крыма, а также на смежных
территориях Черного и Азовского мо-
рей. Водовмещающими являются пес-
чаники, трещиноватые известняки и
доломиты. Притоки вод различны и
достигают иногда 950 м3/сут при само-
изливе скважин (Евпаторийская пло-
щадь).
По химическому составу воды при-
надлежат к различным типам (по
В. А. Сулину) и минерализация их са-
мая различная. На площади Голицына
в отложениях протерозоя, залегающих
на глубинах 3670—3875 м, они хлор-
кальциевого типа, минерализация их
18—24 г/л. Степень метаморфизации
незначительная и отношения натрия
к хлору изменяются от 0,88 до 0,85.
Палеозойские воды Преддобруджин-
ского прогиба, исследованные на Са-
ратской, Татарбунарской и других пло-
щадях на глубинах 1140—4880 м, от-
носятся к хлоркальциевому, хлормаг-
ниевому и сульфатно-натриевому типам.
Минерализация их 8—100 г/л и выше.
Причем из девонских отложений на
Саратской площади встречены воды
77
различных типов с минерализацией 8—
77 г/л. Необычные воды получены из
фундамента Скифской плиты на Элек-
троразведочной площади в скв. 1 на
Азовском море. Относятся они к хлор-
кальциевому типу, степень метамор-
физации их равна 0,8—0,9, а минера-
лизация 38—59 г/л. Характерным для
них является высокое содержание иода,
достигающее 44,8 мг/л при минерали-
зации воды 38 г/л.
Водорастворенные газы, исследован-
ные на ряде площадей, имеют различ-
ный состав. На Голицынском место-
рождении в протерозойских отложени-
ях они почти полностью состоят из УВ
с содержанием гомологов метана, до-
стигающим 19,7 %. Газонасыщенность
пластовых вод составляет около
4000 см3/л. На непродуктивных струк-
турах (Красновской и других) водо-
растворенные газы из домеловых отло-
жений содержат до 43,7 % азота и
очень мало гомологов метана (0,5 %),
а газонасыщенность не превышает
160 см3/л. В Евпаторийской скв. 599
содержание У В всего 11 %. Содержа-
ние гелия в газах домеловых отложе-
ний в основном незначительное, не бо-
лее 0,01, и только на площади Голицы-
на в газах отложений верхнего проте-
розоя оно повышается, достигая 0,26 %.
Нижнемеловой водоносный комплекс
исследован во всех структурных эле-
ментах газонефтеносной провинции.
Пластовые воды его приурочены в ос-
новном к алеврит-песчаным породам
неокома, анта и частично альба. Водо-
обильность этого комплекса изменяется
в широких пределах. Все воды высоко-
напорные. Дебиты скважин колеблются
от десятых долей кубических метров в
сутки на Октябрьской площади до
1000 м3/сут и более на Генической.
По химическому составу пластовые
воды относятся к различным типам,
что зависит от гидродинамических усло-
вий тектоники структурных элементов.
Воды Южно-Украинской моноклинали,
исследованные на Болыпеклиновской
и других площадях с глубин 1900—
2650 м, только хлоркальциевого типа,
минерализация их изменяется от 18 до
75 г/л, степень метаморфизации 0,82—
0,90. На Центрально-Крымском подня-
тии (площади Крыловская, Новоселов-
ская, Красновская и другие) кроме
хлоркальциевых встречены хлормаг-
ниевые и гидрокарбонатно-натриевые
78
типы вод с минерализацией 6—76 г/л.
Различный состав пластовых вод отме-
чен также в Каркинитско-Северо-
Крымском прогибе на Октябрьской,
Западно-Октябрьской и других площа-
дях. Минерализация этих вод изменя-
ется от 2 до 40 г/л, а степень метамор-
физации от 0,64 до 0,99. На Стрелко-
вой площади пластовые воды относятся
к хлоркальциевому типу, минерализа-
ция их достигает 49 г/л.
Содержание иода в водах в среднем
не превышает 10 мг/л, однако на ряде
площадей и особенно в зоне Каркинит-
ско-Северо-Крымского прогиба (Октя-
брьская, Северо-Серебрянская, Рыле-
евская площади), а также на восточ-
ном погружении Крымского горного
сооружения (Куйбышевская и другие
площади) повышается, достигая иногда
149 мг/л.
В водорастворенных газах на газо-
вых месторождениях содержание УВ
достигает 98, а гомологов метана равно
12,7 %. Однако за контуром нефтегазо-
носности в составе водорастворенных
газов увеличивается содержание азота.
На Октябрьской площади в скв. 2 и 7
оно соответственно 26 и 20 %. В то же
время уменьшается содержание тяже-
лых УВ. На Стрелковой площади в
скв. 9, расположенной вдали от место-
рождения, содержание азота 50,0 %.
На непродуктивных структурах (Дон-
узлавская, Новоселовская и другие)
водорастворенные газы в основном
азотного состава, количество УВ не
превышает 48 и на долю гомологов ме-
тана приходится не более 1 %.
Содержание гелия в газах в основ-
ном не превышает 0,01 и только на
некоторых площадях (Татьяновской,
Болыпеклиновской) оно значительно
выше и достигает иногда 0,438 %.
Верхнемеловой водоносный комплекс
распространен довольно широко. Плас-
товые воды приурочены в основном к
карбонатным породам и реже к про-
слоям песчаников. Водообильность от-
ложений незначительная, и дебиты
скважин не превышают нескольких ку-
бических метров в сутки. Однако на
ряде площадей (Мошкаревской, Стрел-
ковой) дебиты скважин достигают
1500 м3/сут.
По химическому составу пластовые
воды комплекса разнообразны: хлор-
кальциевые, гидрокарбонатно-натрие-
вые и сульфатно-натриевые. Минера-
лизация их изменяется от нескольких
до 76 г/л при глубине залегания от
700 до 3300 м. Причем на Крыловской
площади при незначительной глубине
залегания (скв. 1, инт. 935—1010 м)
она самая высокая — 76 г/л. На Южно-
Серебрянской площади при глубине за-
легания 3315—3333 м минерализация
составляет 7,0 г/л, и воды относятся к
сульфатно-натриевому типу. Как и в
нижележащем, в исследуемом комплек-
се почти на тех же структурах
(Октябрьская, Куйбышевская, Северо-
Серебрянская) отмечается высокое со-
держание иода, достигшее 70 мг/л.
Водорастворенные газы на место-
рождениях в основном углеводородно-
го состава с содержанием УВ до 98,
при этом на долю гомологов метана
приходится до 9,1 %. Газонасыщен-
ность вод достигает 1780 см3/л. В за-
контурной части на ряде месторожде-
ний в составе газов значительно уве-
личивается содержание азота. Так, в
скв. 25 Октябрьского месторождения
содержание азота в газах достигает
34,9, а в скв. 4 Серебрянского место-
рождения оно равно 58,8 %.
Количество гелия в газах в основном
не превышает 0,01 и только на Перво-
майской площади достигает 0,058 %.
Дат-палеоценовый водоносный комп-
лекс рассматривается совместно, так
как литолого-фациальная характерис-
тика этих отложений очень сходна и
водоупора между ними нет [22, 90].
Водоносными являются известняки и
песчаники. Водопритоки к скважинам
в основном незначительны. Так, на
Бакальской площади в скв. 1 дебит со-
ставляет 1,6, однако на других площа-
дях (Глебовская площадь, скв. 3) из
этого горизонта получен фонтан воды
дебитом 1000 м3/сут.
По химическому составу воды комп-
лекса относятся к разным типам. Так,
в Каркинитско-Северо-Крымском и
Индоло-Кубанском прогибах встречены
хлоркальциевые, хлормагниевые и гид-
рокарбонатно-натриевые типы вод, ми-
нерализация их изменяется от 1 до
33 г/л при глубине залегания до
4800 м. На Таврийской площади (Юж-
но-Украинская моноклиналь) в скв. 6
с глубин 1396—1440 м получены плас-
товые воды хлоркальциевого типа, ми-
нерализация которых равна 62 г/л, а
степень метаморфизации 0,87.
Содержание иода в среднем 7—12 и
только на некоторых площадях (Чер-
номорской, Голицына) достигает
36 мг/л.
Водорастворенные газы на месторож-
дениях в основном углеводородного со-
става с содержанием гомологов метана
до 8,1 %. Газонасыщенность вод высо-
кая и достигает 1170 см3/л.
Эоценовый водоносный комплекс ис-
следован на незначительном количест-
ве площадей (Мошкаревской, Фонта-
новской) в основном на восточном по-
гружении Крымского горного сооруже-
ния, а по другим структурным элемен-
там имеются только единичные данные
(Стрелковая, Морская, Таврийская,
Горностаевская площади). Водоносны-
ми являются тонкие прослои песчани-
ков и трещиноватые мергели. Дебиты
скважин при самоизливе достигают
820 м3/сут (Стрелковая площадь,
скв. 8). Однако на других площадях
(Горностаевской, скв. 7) получен при-
ток воды дебитом до 12 м3/сут.
В этом комплексе встречены все
типы вод от хлоркальциевого до суль-
фатно-натриевого. Минерализация их
незначительная и изменяется от 1 до
42 г/л. Интересно отметить, что в скв. 2
Морской площади при глубине залега-
ния отложений 730 м минерализация
воды составила 42,9 г/л, и вода отно-
сится к хлоркальциевому типу, тогда
как на больших глубинах, например на
Горностаевской площади, в скв. 7
(инт. 3682—3589 м) она сульфатно-
натриевого типа и минерализация рав-
на 1,5 г/л. Содержание иода в водах
этого комплекса в основном незначи-
тельное и только на некоторых площа-
дях (например, Горностаевской) дости-
гает 21 мг/л.
Водорастворенные газы месторожде-
ний состоят из УВ с содержанием го-
мологов метана до 10,8 %.
Майкопский водоносный комплекс в
основном представляет собой водоупор.
Водоносность связана с отдельными
песчано-алевритовыми пропластками,
которые распространены локально. Де-
биты скважин, как правило, незначи-
тельны (единицы кубических метров в
сутки), и только на некоторых площа-
дях (Стрелковой) они достигают не-
скольких десятков кубических метров
в сутки.
Минерализация пластовых вод этого
комплекса не превышает 54 г/л, при-
чем, как и в нижезалегающих отложе-
ниях, она не зависит от глубины. На
Кореньковской площади при испыта-
79
нии из интервала 4386—4924 м полу-
чена вода гидрокарбонатно-натриевого
типа с минерализацией 5,0 г/л, тогда
как на площади Голицына из интерва-
ла 565—577 м определена вода хлор-
кальциевого типа, а минерализация ее
составляет 50,2 г/л.
Сравнивая пластовые воды одной пло-
щади, мы видим следующее: в контуре
нефтегазоносности в водах больше иода,
аммония и меньше сульфатного иона по
сравнению с законтурными водами. Так,
на Южно-Сивашской площади в контур-
ных водах скв. 1 содержание иода равно
36,8, аммония 32 мг/л и коэффициент
сульфатности равен 1, тогда как в за-
контурной части залежи иода нет, аммо-
ния 6 мг/л и коэффициент сульфатнос-
ти равен 8,2.
Максимальное содержание иода
(79,3 мг/л) в водах хлормагниевого типа
этих отложений отмечено на площади
Голицына.
Газонасыщенность пластовых вод
часто изменяется даже на одной пло-
щади от 330 (Стрелковая площадь,
скв. 7) до 1420 см3/л (там же, скв. 5),
что зависит от расположения ее по от-
ношению к контуру газоносности. Во-
дорастворенные газы, исследуемые на
месторождениях, состоят в основном из
метана (99,3 %) и более тяжелых ком-
понентов (не более 1 %). В законтур-
ной части продуктивных структур при-
сутствует также азот. Например, в
скважине 3, расположенной за контуром
Южно-Сивашского месторождения, со-
держание этого компонента достигает
37,5 %.
Тортон-сарматский водоносный комп-
лекс приурочен в основном к известня-
кам чокракского, караганского и конк-
ского горизонтов. Водовмещающими
являются также песчаники, которые
литологически невыдержаны по пло-
щади. Водообильность пород непосто-
янна.
Притоки пластовых вод в скважи-
ны незначительны и не превышают
нескольких кубических метров в сут-
ки. Однако на некоторых площадях
(например, Горностаевской) дебиты
скважин достигают 72 м3/сут. Глубина
залегания исследуемых вод от 105 до
750 м. Минерализация их обычно не
превышает 15, однако на ряде площа-
дей (Голицына и других) она достига-
ет 96 г/л. Воды преимущественно хлор-
магниевого и гидрокарбонатно-натрие-
вого типов, реже хлоркальциевого.
Максимальное содержание иода, со-
став я ющее 43 мг/л, отмечено на Ко-
реньковской площади в «кв. 222 (инт.
717—752 м), в остальных случаях оно
ниже 14.
Водорастворенные газы на площади
Голицына и других состоят в основном
из метана, содержание более тяжелых
компонентов до 1 %.
Из изложенного следует, что каких-
либо закономерностей в изменении ми-
нерализации пластовых вод как по
площади, так и по разрезу не отмеча-
ется.
Во всех этих структурных элементах
на одинаковой глубине можно встре-
тить воды как маломинерализованные,
так и повышенной минерализации. Это
отмечено также для одного и того же
водоносного комплекса отдельных пло-
щадей.
До некоторой степени исключением
являются Преддобруджинский прогиб
и Южно-Украинская моноклиналь, где
с глубиной минерализация вод увеличи-
вается. Состав водорастворенных газов
на месторождениях углеводородный.
Основными компонентами являются
метан и более тяжелые углеводороды.
В законтурных скважинах появляется
азот, содержание которого достигает
50 % и более в зависимости от рас-
стояния к контуру нефтегазоносности;
на непродуктивных структурах содер-
жание азота повышается до 90 %.
С глубиной в водорастворенных га-
зах увеличивается содержание тяже-
лых У В.
Аномально высокие содержания иода
в подземных водах выявлены на мно-
гих структурах Равнинного Крыма и
прилегающих акваториях Черного и
Азовского морей (Электроразведоч-
ная, Голицынской, Северо-Серебрян-
ская, Рылеевская, Октябрьская площа-
ди) ; отмечены они в отложениях па-
леозоя, нижнего и верхнего мела,
Майкопа.
Учитывая гидрогеологические дан-
ные, наиболее интересными на даль-
нейшие поисково-разведочные работы
являются палеозойские отложения
Преддобруджинского прогиба и мезо-
кайнозойские отложения шельфа Чер-
ного и Азовского морей, а также вос-
точного погружения Крымского горно-
го сооружения.
80
ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НЕФТИ И ГАЗА
Восточно-Саратское нефтяное
месторождение
Месторождение расположено на терри-
тории Саратского района Одесской об-
ласти. Саратское поднятие установлено
и подготовлено к глубокому бурению
сейсмическими исследованиями в
1972 г. После бурения параметричес-
кой Саратской скв. 6 на Саратской
площади выделены два самостоятель-
ных поднятия — Саратское и Восточно-
Саратское, разделенные локальным
горстообразным выступом.
В процессе бурения скв. 2, 4, 6 на
Саратской площади и скв. 1 на Бело-
лесской из среднедевонских отложений
наблюдались многочисленные нефте-
проявления, особенно после перерывов
в бурении. Образцы керна, поднятые
из интервалов нефтегазопроявлений, по
трещинам и пустотам выщелачивания
были насыщены вязкой нефтью.
Притоки нефти из среднедевонских
отложений с дебитом 1,5 м3/сут при
динамическом уровне 630 м были по-
лучены в Саратской скв. 6 из интерва-
ла 2758—2873 м. Нефть черная, вяз-
кая, содержит парафина 12 и серы
0,75 %. Температура застывания 25—
30 °C, что свидетельствует о нахожде-
нии скважины в зоне разрушенной за-
лежи. Притоки тяжелой и вязкой неф-
ти получены при испытании среднеде-
вонских отложений в Саратской скв. 4,
находящейся, как и скв. 6, в горстопо-
добном выступе.
По данным геофизических исследо-
ваний, Восточно-Саратское поднятие
представляет собой антиклинальную
складку широтного простирания разме-
ром 3X2 км и амплитудой до 200 м.
Разрез сложен породами девона, кар-
бона, пермо-триаса, юры, мела, палео-
гена и неогена (рис. 42).
Нефтеносность установлена в карбо-
натно-хемогенных отложениях средне-
го девона — саратской свите эйфель-
ского и тузловской свите живетского
ярусов. Литологически обе свиты пред-
ставлены переслаиванием ангидритов
и доломитов с подчиненными прослоя-
ми мергелей. Ангидриты серые с буро-
ватым оттенком, светло-серые с вклю-
чениями доломитов. Известняки серые
и темно-серые, доломитизированные,
перекристаллизованные. Доломиты се-
Рис. 42. Структурная карта Восточно-Сарат-
ского нефтяного месторождения по кровле I
продуктивного пласта в среднем девоне и гео-
логический разрез по линии I—I (составил
И. В. Лесышв, 1982 г.):
1 — изогипсы; 2 — разрывные нарушения; 3 — ли-
ния геологического разреза; 4 — границы страти-
графических подразделений в условиях согласного
(а) и несогласного (б) залегания; 5 — граница
размыва продуктивного горизонта; контуры:
6 — нефтяной залежи, 7 — газовой залежи;
8 — граница замещения коллектора неколлектором
(штрихи в сторону отсутствия коллектора); .9—
условная граница продуктивности; 10 — нефть;
11 — газ; 12 — сейсмические условные отражаю-
щие горизонты
рые, местами бурые. Мощность отло-
жений среднего девона на площади
550 м.
Коллекторы представлены порово-
трещинными перекристаллизованными
доломитизированными известняками и
доломитами с открытой пористостью
0,5—9,4 %. Проницаемость известня-
ков в зонах трещиноватости достигает
0,8-10~12 м2. Ангидритовые пласты слу-
жат надежными покрышками резер-
вуаров в карбонатных толщах.
При опробовании средне девонских
отложений открытым стволом в Вос-
точно-Саратской скв. 1 из интервала
3230—3083 м получен стабильный пе-
релив нефтью через 2-милиметровый
штуцер дебитом 1,5 м3/сут. Нефть ко-
ричневого цвета, имеет плотность
813,1 кг/м3, вязкость 3,69-Ю-6 м2/с,
содержит светлых погонов 72, смолы 1,
золы 0,01, серы 0,02 %. Температура
начала кипения равна 107 °C. Нефть
аналогичного состава, только с мень-
6 5—1634
81
шим дебитом, получена при опробова-
нии Саратской скв. 2, расположенной
на западной периклинали Восточно-
Саратской структуры; разрез ее хоро-
шо коррелируется с разрезом Восточ-
но-Саратской скв. 1.
Залежь нефти в среднедевонских
отложениях сводовая, массивно-пласто-
вого типа. Основным критерием про-
мышленной ценности залежи является
наличие резервуара, обусловленного
трещиноватостью и кавернозностью
известняков. Притоки вод из девон-
ских отложений получены на соседних
с Восточно-Саратской, Белолесской и
Еникиойской площадях. Дебиты вод
составили 2,6—22 м3/сут при депресси-
ях 7,0—16,0 МПа.
Воды хлоркальциевого типа, горько-
соленые на вкус, минерализация их
19—80 г/л, содержание иода 6—7, бро-
ма 173—185 мг/л.
Голицынское газоконденсатное
месторождение
Г олицыпское поднятие обнаружено
сейсмическими исследованиями МОВ в
1964 г. по условным горизонтам в нео-
геновых и палеогеновых отложениях.
Последующими геофизическими рабо-
тами поднятие было подготовлено к
поисковому бурению, которое было на-
чато в 1971 г. Промышленный приток
газа получен в 1975 г., что явилось
открытием первого в Черном море га-
зового месторождения.
Голицынское месторождение распо-
ложено в 70 км северо-западнее пос.
Черноморское. Глубина моря над мес-
торождением 30—40 м. До 1979 г. раз-
ведочные работы проводились объеди-
нением Крымгеология, которым пробу-
рено 13 скважин, изучено строение
месторождения и дана оценка запасов.
В последующее время объединением
Черноморнефтегазпром пробурено две
эксплуатационные скважины, построен
морской газопровод, и в апреле 1983 г.
месторождение введено в эксплуатацию.
Скважинами пройдены породы от
плиоцена до протерозоя. Протерозой-
ские отложения сложены кристалли-
ческими сланцами с обломками квар-
цитов, мезозойские — темно-серыми
мергелями сеномана, светло-серыми
известняками туронского, коньякского,
сантонского, кампанского и маастрихт-
ского ярусов общей мощностью 850—
900 м.
Рис. 43. Структурная карта Голицынского
газоконденсатного месторождения по кровле
палеоценовых отложений и геологический
разрез по линии I—1 (по А. Я. Дергачевой и
В. В. Гайдук, 1982 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42.
Палеогеновая система представлена
на месторождении палеоценовым, эоце-
новым и олигоценовым отделами.
В тектоническом плане поднятие Голи-
цына по нижним горизонтам имеет
сложное блоково-надвиговое строение-
(рис. 43). По подошве меловых отло-
жений это приподнятый блок длиной
до 40, шириной 3—4 км; в нем нет
нижнемеловых осадков. Структурные
планы по отражающим горизонтам в
мезозое и палеогене совпадают. В об-
щих чертах по кровле палеоцена —
основного газоносного горизонта —
месторождение представляет собой
асимметричную брахиантиклинальную
складку размером 28x2,5 км, имею-
щую два свода, разделенных седлови-
ной. Амплитуда складки 250, восточ-
ный свод ниже западного на 50 м.
Крутое северное крыло осложнено
взбросом, амплитуда которого умень-
шается с 470 по отложениям верхнего
мела до 20 м в верхах среднего Майко-
па. В сводовой части поднятия мощ-
ности всех отложений сокращены, что
свидетельствует о его конседиментаци-
онном развитии.
Газоносными на месторождении яв-
ляются три горизонта в отложениях
среднего Майкопа и один в отложени-
ях палеоцена. Среднемайкопские гори-
зонты сложены маломощными (до 3 м)
пластами алевролитов, алевритов и пес-
82
Таблица 1. Геолого-промысловая характеристика Голицынского газоконденсатного
месторождения
Возраст Горизонт Глубина залега- ния, м Мощность гори- зонта, м Пластовое дав- ление, МПа Пластовая тем- пература, °C Газоконденсат- ный фактор, см3/м3 Дебиты газа, тыс. нормаль- ных м3/сут Количество скважин с про- мышленными притоками газа
Олиго- М-3 490—530 15—28 5,3—5,5 28 65—305 2
цен — М-4 560—630 6—9 5,9 30 —- 10—30 1
Майкоп М-5 565—640 6—10 6,5 33 — 70—250 1
Палео- цен— дат П-11 2121—2825 69—90 33,5—35,0 110 23—126 105—1170 6
чаников, переслаивающихся с глинами.
Суммарная эффективная мощность кол-
лекторов по горизонтам составляет 3—
15 м. Песчаники мелкозернистые, оли-
гомиктовые, глины гидрослюдисто-монт-
мориллонитовые.
Резервуаром в отложениях палеоце-
на служат органогенно-обломочные пе-
литоморфные известняки массивной и
псаммитовой структуры. Цемент из-
вестняков карбонатный с примесью
глины. Широко наблюдаются вторич-
ные преобразования: кальцитизация,
доломитизация, окремнение. Мини-
мальные параметры коллекторов па-
леоцена: пористость 8,5 %, проницае-
мость 0,1 • 10~15 м2. Геолого-промысло-
вые данные по продуктивным горизон-
там приведены в табл. 1.
Газы майкопских горизонтов сухие,
содержат метана 98,91—99,28, этана
0,1—0,5 % и следы пропана (до 0,1 %).
Из неуглеводородных компонентов
отмечены азот (до 1,08%) и СО? (до
0,3 %).
В газе палеоценового горизонта со-
держание метана не превышает 93 %.
Из гомологов метана присутствуют
этан (4,54—5,26 %), пропан (1,47—
1,54%), бутан и изобутан (0,67—
0,79%), пентан с высшими гомолога-
ми УВ (0,1-0,58 %).
Конденсат содержится только в отло-
жениях палеоцена. Содержание ста-
бильного конденсата составляет 23—
126 см3/м3. Он бесцветный, плотность
его 747—875 кг/м3, вязкость (0,82—
1,09) X 10~6 м2/с; температуры: начала
кипения 30—65 °C, застывания от —14
до —17 °C. Выход бензиновых фрак-
ций 55—84, дизельного топлива 14—
18%.
Из законтурных частей нижнепалео-
ценовых залежей получены притоки
пластовых вод с дебитом перелива от
12 до 21 м3/сут.
По химическому составу воды отно-
сятся к переходному типу от гидрокар-
бонатно-натриевого до хлоркальциево-
го с минерализацией 26—34 г/л. Содер-
жание иода 36, бора 120 и брома
95 мг/л.
Пластовые воды майкопских газо-
носных горизонтов переливают с деби-
том до 65 м3/сут. Они относятся к
хлоркальциевому типу, минерализация
их до 50 г/л. Содержание иода 80, бро-
ма 510 г/л.
Южно-Голицынское газовое
месторождение
Расположено оно в северо-западном
шельфе Черного моря, юго-восточнее
Голицынского месторождения. Подня-
тие установлено при проведении сей-
смических исследований МОГТ в
1979 г. По кровле отложенйй среднего
Майкопа структура представляет собой
брахиантиклиналь широтного прости-
рания размером 12X2,5 км по замкну-
той изогипсе. Северное крыло через
неглубокий прогиб переходит в подня-
тие Голицына (рис. 44).
Отложения эоцена, палеоцена и верх-
него мела обводнены. Из песчаников
среднего Майкопа в скв. 17 (инт. 708—
714 м) получен промышленный приток
газа. Пористость песчаников составля-
ет 18—24 %, проницаемость до
157-10~15 м2, дебиты газа до
250 тыс. м3/сут, пластовое давление
7,3 МПа, температура 39 °C. В газе со-
держится (в %): метана 98,7; этана
0,14, азота 0,95 и углекислого газа 0,2.
83
Шмидтовское газовое
месторождение
Поднятие Шмидта расположено в севе-
ро-западной части Черного моря (глу-
бина моря 29—35 м) в 35 км к северо-
западу от пос. Черноморское. В текто-
ническом отношении оно приурочено к
центральной части Каркинитско-Севе-
ро-Крымского прогиба.
В 1967—1969 гг. на поднятии прово-
дились геолого-геохимические исследо-
вания, по результатам которых уста-
новлено аномальное содержание газов
в донных осадках.
В 1973 г. исследованиями СОГТ и
переинтерпретацией их результатов в
1978 г. на поднятии Шмидта уточнены
построения по кровле палеогена, па-
леоцена, верхнего и нижнего мела, и
структура подготовлена для опоискова-
ния глубоким бурением.
По отражающему горизонту III,а
поднятие Шмидта представляет собой
брахиантиклиналь (рис. 45) размером
13X6 км и амплитудой более 100 м.
Северное крыло за пределами продук-
тивной площади осложнено тектоничес-
ким нарушением с амплитудой 50—
100 м и длиной более 5 км.
Юго-восточнее основного свода выде-
лена малоамплитудная складка (до
50 м), имеющая размеры 3,5X2 км.
По кровле отложений среднего май-
копа поднятие представляет собой бра-
хиантиклиналь восток-северо-восточно-
го простирания размером 8X4,5 км и
амплитудой 30—40 м. Свод по отложе-
ниям Майкопа смещен к югу по отно-
шению к верхнемеловому своду. По-
ристость песчаников среднего Майкопа
27, глинистость 45 %, проницаемость
до 117,3- IO"15 м2.
Промышленный приток газа получен
в 1979 г. в скв. 25. Из майкопских
отложений (инт. 700—449 м) дебит
газа составил 141,2 тыс. м3/сут. Плас-
товое давление 8,1 МПа, температура
43 °C. Газ метановый и содержит
(в %): метана 99,27, этана до 0,45,
азота до 0,9 и углекислого газа до 0,1;
законтурные воды хлоркальциевого ти-
па, минерализация их до 50 г/л.
Штормовое газоконденсатное
месторождение
Месторождение приурочено к одно-
именному поднятию, расположенному
в юго-западной части северо-западного
84
Рис. 44. Структурная карта Южно-Голицын-
ского газового месторождения по кровле про-
дуктивного горизонта в отложениях Майкопа
и геологический разрез по линии 1—1 (по
А. Я. Дергачевой, 1982 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
Рис. 45. Структурная карта Шмидтовского
газового месторождения по кровле продук-
тивного горизонта в отложениях Майкопа и
геологический разрез по линии 1—1 (по
А. Я. Дергачевой, 1982 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
шельфа Черного моря в 82 км к юго-
западу от пос. Черноморское.
Геологическое строение площади
изучено по данным сейсмических ис-
следований и бурением. Месторожде-
ние Штормовое по кровле газоносных
отложений палеоцена представляет со-
бой брахиантиклиналь широтного про-
стирания с размерами 12X2,5 км и
амплитудой 175 м (рис. 46). Более кру-
Рис. 46, Структурная карта Штормового газо-
конденсатного месторождения по кровле про-
дуктивного горизонта и геологический разрез
по линии I—I (по А. Я. Дергачевой, 1983 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
тые южное и северное крылья ослож-
нены сбросами широтного прости-
рания.
Скв. 3, пробуренная до глубины
1975 м, вскрыла разрез от неогена до
верхнего мела. Отложения эоцена об-
воднены. Палеоценовые отложения
представлены серыми известняками с
примесью песчаного материала. Порис-
тость их 18—26, глинистость 1,5—4,
газонасыщенность 55—82 %.
Промышленные притоки газа полу-
чены в 1982 г. из отложений нижнего
палеоцена, которые опробованы испы-
тателем пластов на трубах в процессе
бурения в интервалах 1807—1851 м
(дебит газа составил 140 тыс., конден-
сата 11,4 м3/сут) и 1954—1884 м (де-
бит газа 196 тыс., конденсата
7,4 м3/сут). Пластовое давление в за-
лежи 25,6 МПа, температура 74,5 °C.
Из интервала 1924—1975 м получен
приток газа с водой с дебитами соот-
ветственно 87 тыс. и 31 м3/сут. Вода
гидрокарбонатно-натриевого типа, ми-
нерализация 9 г/л.
Крымское газовое месторождение
Расположено оно в центральной части
северо-западного шельфа Черного мо-
ря на расстоянии 70 км к юго-западу
от порта Черноморск.
В 1964 г. при площадной сейсмораз-
ведке МОВ масштаба 1 : 200 000 было
установлено Крымское поднятие. По
отложениям среднего Майкопа (отра-
жающий горизонт 1,6) вырисовывает-
ся антиклинальная складка субширот-
ного простирания с размерами 11,5Х
Х4,5 км по оконтуривающей изогипсе
—1075 м и амплитудой 60 м (рис. 47).
Рис. 47. Структурная карта Крымского газо-
вого месторождения по кровле продуктивной
пачки отложений среднего Майкопа и геологи-
ческий разрез по линии I—I (по А. Я. Дерга-
чевой) .
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
В 1981 г. при испытании скв. 1 из
интервалов 912—908 м, 894—888 м на
8-миллиметровой диафрагме дебит газа
составил 31 тыс. м3/сут. Из интервала
882—868 м получен приток газа на
8-миллиметровой диафрагме 62 тыс.
м3/сут.
Газ на 98,6 % состоит из метана, в
незначительных количествах присутст-
вуют другие компоненты (в %): этана
до 0,17, пропана до 0,59, бутана до
0,002, углекислого газа до 0,11 и азота
до 0,47.
Пористость песчаников составляет
27 %, пластовое давление 7,3 МПа,
температура 39 °C.
Западно-Октябрьское
газоконденсатное месторождение
В тектоническом отношении оно при-
урочено к южной бортовой зоне мело-
вого Каркинитско-Северо-Крымского
прогиба и входит в состав Донузлав-
ско-Меловой зоны антиклинальных
складок.
Западно-Октябрьское поднятие уста-
новлено структурно-поисковым бурени-
ем в кровле датского яруса верхнего
мела. Поисковые работы на площади
начаты в 1962 г. В своде поднятий
первой поисковой скв. 9 вскрыта газо-
конденсатная залежь, приуроченная к
вулканокластическим породам альбско-
го яруса (горизонт А-19). Из интерва-
ла 2814—2918 м получены притоки с
дебитом газа 57,8 тыс. и конденсата
34 м3/сут. В течение 1962—1968 гг. на
85
Рис. 48. Структурная карта Зайадн©-Октябрь-
ского газоконденсатного месторождения по
кровле продуктивного горизонта в средне-
альбских отложениях и геологический разрез
по линии 1—1 (составили А. А. Башкирцева
и И. В. Леськив, 1982 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
площади пробурено 16 скважин. Про-
дуктивный горизонт — вулканокласти-
ческие образования среднего альба —
залегают на глубинах 2600—3600 м
(рис. 48).
Продуктивная пачка горизонта А-19
представлена переслаиванием туфов,
туффитов, туфопесчаников, туфоаргил-
литов и аргиллитов. Мощность вулка-
нокластических прослоев 1—20 м и бо-
лее. Мощность и литология продуктив-
ной пачки значительно варьируют по
площади. Максимальное количество
вулканокластических пород отмечается
на западе и севере площади, в северо-
восточном направлении количество и
мощности прослоев вулканогенных по-
род уменьшаются вплоть до полного
замещения глинистыми образованиями.
Открытая пористость коллекторов от 3
до 9,36 %, проницаемость от 0,01-10~15
до 1’10~15 м2. По данным УкрНИГРИ,
трещинная проницаемость значительно
выше.
Породы-коллекторы газа и конден-
сата нижнего мела Западно-Октябрь-
ского месторождения относятся к тре-
щинно-поровому типу. Покрышкой за-
лежи служат аргиллиты горизонта
А-18 (верхнего альба), мощность кото-
рых достигает 690 м.
Газ месторождения характеризуется
постоянным составом и состоит в
основном из УВ, содержание которых
колеблется от 98,49 до 99,45 %. В не-
большом количестве встречаются СОг
(0,1-0,6 %) и азот (0,19-4,0 %).
Углеводородная часть состоит из ме-
тана (79,44—83,57 %) и его гомологов
(этана 7,95—10,8, пропана 3,33—5,08,
бутана 1,4—3, пентана 0,02—1,53 %).
Содержание конденсата составляет в
среднем 647 см3/м3. Плотность конден-
сата колеблется от 702,2 до 814,3, имея
модельные значения 768,0 кг/м3. При
разгонке до 100 °C выкипает 14—33,
до 150 °C — 57—64, выше 200 °C пере-
гоняется 19—26 % конденсата.
Начальное пластовое давление для
абсолютной отметки —3041 м состав-
ляет 32,6 МПа.
Октябрьское нефтяное
месторождение
Оно приурочено к южной бортовой зо-
не мелового Каркинитско-Северо-Крым-
ского прогиба и входит в состав Донуз-
лавско-Меловой зоны антиклинальных
складок.
Октябрьская структура установлена
структурно-картировочным бурением
по кровле отложений нижнего палеоце-
на. Об этом писал в 1959 г. В. Д. Фро-
лов. Поисковое бурение на площади
начато в 1960 г. Скв. 1, заложенная в
своде поднятия, вскрыла в основании
отложений нижнего мела пачку базаль-
ных песчаников, при испытании кото-
рых (инт. 2668—2787 м) был получен
приток нефти с дебитом 45,6 м3/сут че-
рез 6-миллиметровый штуцер. В тече-
ние 1960—1965 гг. на Октябрьской
площади пробурено 16 скважин, 11 из
которых бурились для изучения нефте-
газоносности нижнемеловых отложе-
ний и пять — для изучения верхнеме-
ловых отложений. В результате была
открыта залежь нефти в базальных
отложениях нижнего мела и получены
прямые признаки нефтегазоносности
пластов сеноманского яруса верхнего
мела.
Продуктивные базальные отложения
неоком-апта представлены чередовани-
ем плохо отсортированных среднезер-
нистых песчаников, гравелитов и кон-
гломератов, реже алевролитов. Откры-
тая пористость пород продуктивной
пачки достигает 12,92 при наиболее
часто встречающихся значениях 5—
6 %, проницаемость (0,01—48,8) • 10-15,
трещинная проницаемость (1,85—
86
Рис. 49. Структурная карта Октябрьского
нефтяного месторождения по кровле отложе-
ний неоком-апта и геологический разрез по
линии 1—1 (по А. А. Башкирцевой, 1981 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
Рис. 50. Структурная карта Карлавского газо-
конденсатного месторождения по кровле отло-
жений нижнего палеоцена и геологический
разрез по линии I—I (по В. Д. Ивановой).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
11,3)-10~15, ее среднее значение равно
2,14-10~15 м2. В целом породы продук-
тивной пачки относятся к трещинно-
поровому типу.
Мощность отложений неоком-апта
\
на площади составляет 46—67 м. Глу-
бина их залегания в центральном бло-
ке, к которому приурочена залежь, от
2453 м в скв. 4 до 2894 м в скв. 7.
Амплитуда поднятия в этом блоке со-
ставляет 386 м. Покрышкой залежи
служат аргиллиты верхнего апта —
нижнего альба, мощность которых со-
ставляет 167—238 м (рис. 49). Нефть
месторождения содержит много бензи-
на и светлых нефтепродуктов, ее плот-
ность 779,2—834,9 кг/м3, начало кипе-
ния при температуре 69,3 °C.
Попутный газ Октябрьского место-
рождения имеет плотность 0,71—
0,892 кг/м3; содержание углеводород-
ных газов составляет (в %) 91,84—
94,46, в том числе метана 77,86—64,45,
этана 4,41—10,29, пропана 4,55—10,35,
содержание азота 7,17—4,59, углекис-
лого газа 0,96, сероводорода (1,5—
17) • 10-5, кислорода 0,47. Пластовое
давление в залежи 29,3 МПа, темпера-
тура 96,5 °C. Величина геотермическо-
го градиента 3,25 °C/100 м и геотерми-
ческая ступень 30,75 м/1°С, а на Гле-
бовском месторождении соответственно
4,12° и 24,24 м/1 °C. Такое сильное
охлаждение Октябрьской структуры по
сравнению с Глебовской может указы-
вать на ее нарушенность.
Карлавское газоконденсатное
месторождение
Карлавское поднятие установлено по
результатам сейсмических исследова-
ний в 1959 г., а при детализации его
строения структурным бурением в
1960 г. был получен приток газа. При
оконтуривании залежи основное коли-
чество скважин на месторождении про-
бурено до глубины 1400, и только одна
скважина вскрыла осадочный разрез до
глубины 3940 м.
Карлавское месторождение приуро-
чено к брахиантиклинальной складке
субширотного простирания, хорошо
прослеживаемой во всем вскрытом раз-
резе и проявляющейся в рельефе. С по-
верхности складка пологая, сложена
известняками верхнего сармата. По бо-
лее глубоким горизонтам она становит-
ся крутой и асимметричной и по кров-
ле единственного промышленно газо-
носного горизонта (нижний палеоцен)
имеет размеры 9X2 км и высоту 120 м
(рис. 50).
Залежь газа приурочена к детриту-
совым известнякам нижнего палеоцена
87
Рис. 51. Структурная карта Глебовского газо-
конденсатного месторождения по кровле
продуктивногог горизонта и геологический
разрез по линии I—I (по Г. П. Курило,
1962 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42.
Рис. 52. Структурная карта Задорненского
газового месторождения по кровле отложений
нижнего палеоцена и геологический разрез
по линии I—I (по В. Д. Ивановой).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42.
с пористостью 1,9—15,6 %, залегаю-
щим на глубинах 1120—1200 м. Плас-
товое давление равно 10,9 МПа, темпе-
ратура 71 °C. Газ метановый (91—
93 %) и содержит 34 см3/м3 бесцветно-
го конденсата плотностью 690 кг/м3.
Законтурные воды нижнепалеоценовой
залежи гидрокарбонатно-натриевого ти-
па, минерализация их составляет 21—
23 г/л.
При бурении скважин наблюдались
газопроявления из верхнемеловых от-
ложений (сеноманский ярус), одна-
ко стабильного притока газа не по-
лучено.
Глебовское газоконденсатное
месторождение
Глебовское поднятие установлено сей-
смическими исследованиями в 1959 г.
и подтверждено структурно-поисковым
бурением в 1960 г. Месторождение от-
крыто поисковым бурением в 1962 г.
Скважинами вскрыт разрез палеогена
и мела. По кровле основного на струк-
туре продуктивного горизонта нижнего
палеоцена — это брахиантиклинальная
складка. Размер описываемой складки
6X2 км. Обозначенная залежь за-
легает на глубинах 950X1090 м
(рис. 51).
Продуктивный горизонт сложен ор-
ганогенно-детритусовыми известняками
мощностью 130—140 м, с пористостью
до 20 % и проницаемостью до
3,06 • 10-12 м2. Пластовое давление в за-
лежи 10,8 МПа, температура 68,4 °C.
Дебиты газа достигают 2 млн. м3/сут.
Газ содержит (в %) метана 90,2, эта-
на 3, пропана 0,85, азота 3,5 и СО2 0,9.
В газе содержится 40—90 см3/м3 ста-
бильного бесцветного конденсата с
плотностью 719 кг/м3.
Законтурные воды гидрокарбонатно-
натриевого типа, имеют минерализа-
цию 17—39 г/л. Коллекторские свойст-
ва обводненной части разреза продук-
тивного горизонта ухудшены и дебиты
вод не превышают 48 м3/сут. В водах
повышены содержания сульфатов, бора
и иода.
С 1965 по 1983 г. месторождение на-
ходилось в разработке.
Задорненское газовое
месторождение
Задорненское поднятие разведано гео-
логической съемкой в 1957 г., подтвер-
ждено сейсмическими исследованиями
88
в 1958 г. и структурно-поисковым бу-
рением в 1959 г.
Газопроявления в структурно-поис-
ковых скважинах из отложений ниж-
него палеоцена послужили основой для
поискового бурения, которым доказана
промышленная газоносность органоген-
ных известняков нижнего палеоцена, и
в 1960 г. было открыто месторождение.
При вскрытой мощности осадочных по-
род 4357, отложения палеогена сокра-
щены до 510 м. По кровле продуктив-
ного горизонта Задорненская склад-
ка — это асимметрическая брахианти-
клиналь субширотного простирания с
размерами 5X2 км и высотой более
100 м. Она осложнена рядом наруше-
ний, основным из которых является
южный взброс амплитудой до 300 м
(рис. 52).
Продуктивный горизонт залегает на
глубинах 550—610 м, сложен орга-
ногенно-детритусовыми известняками
мощностью 65 м и имеющими порис-
тость до 19 %. Газ месторождения су-
хой и содержит 94,5 метана и 0,6 %
этана. Из неуглеводородных компонен-
тов присутствуют 3,5 азота, 1,1 % СОг.
Дебиты газа из скважин достигают
50 тыс. м3/сут. В газе содержатся сле-
ды светло-желтого конденсата плот-
ностью 836 кг/м3.
Законтурные воды гидрокарбонатно-
натриевого типа, минерализация их
определена в 24,9 г/л, содержание бо-
ра повышено (450 мг/л), иода
26 мг/л.
Месторождение эксплуатируется с
1968 г.
Межводненское (Ярылгачское)
газовое
месторождение
Ярылгачское поднятие входит в состав
северной цепи поднятий Тарханкутско-
го п-ова. По кровле отложений Майко-
па Ярылгачская складка — это брахи-
антиклиналь размером 7X2,1 км (по
изогипсе — 220 м), с амплитудой
до 50 м и углами падения крыльев
3-6°.
Складка имеет северо-восточное про-
стирание (рис. 53).
В 1981 г. на площади завершены ра-
боты по изучению газоносности одного
пласта в майкопских отложениях, за-
легающего на глубинах 206—250 м.
Дебиты газа 5—15 тыс. м3/сут, пласто-
вое давление 2,1 МПа, температура
Рис. 53. Структурная карта Межводненского
(Ярылгачского) газового месторождения по
кровле горизонта 1 и геологический профиль
по линии 1—1 (по О. А. Мазур, 1981 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
Рис. 54. Структурная карта Татьяновского
газоконденсатного месторождения по кровле
отложений неоком-апта и геологический раз-
рез по линии I—I (по А. А. Башкирцевой,
1983 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42.
89
22 °C. Газ метановый (96—98 %) с не-
большим содержанием азота и углекис-
лого газа.
Законтурные воды хлоркальциевого
типа, минерализация их 27,2 г/л.
Татьяновское газоконденсатное
месторождение
Оно приурочено к одноименной анти-
клинальной складке в Серебрянско-
Первомайской зоне антиклинальных
поднятий южного борта Северо-Крым-
ского прогиба. Татьяновская складка
по кровле продуктивного пласта песча-
ника и кровле неоком-апта представля-
ет собой пологую антиклиналь северо-
западного простирания с углами паде-
ния 4—5° (рис. 54).
Месторождение открыто в 1977 г.
скв. 3. При опробовании кровельной
части отложений неоком-апта из ин-
тервала 4431—4438 м получен приток
газа с конденсатом. Дебит газа соста-
вил 71 тыс., конденсата 78 м3/сут. За-
лежь пластовая, сводовая, залегающая
на глубинах 4429—4470 м. Пластовое
давление в ней равно 42,17 МПа и
ниже гидростатического, в отличие от
вышезалегающих коллекторов альба,
пластовые давления в которых выше
гидростатических.
Продуктивный горизонт представлен
пластом песчаника мощностью до 12 м
в своде, выклинивающемся к перикли-
налям и крыльям. Песчаники олиго-
миктовые, средне- и крупнозернистые,
иногда с гравием. Пористость песчани-
ков 3—12 %, проницаемость достигает
32,6Х10~15 м2.
В газе содержится (в %) метана до
76, этана 13, СОг 7 и азота 3,1. Кон-
денсат светлого цвета, плотность его
729—734 кг/м3, вязкость 80-10-6 м2/с,
начало кипения при температуре 32 °C.
Потенциальное содержание конденса-
та в газе 669 г/м3.
Законтурные воды гидрокарбонатно-
натриевого типа, минерализациях до
11,7 г/л. Растворенные в воде газы со-
держат 87 % УВ.
Джанкойское газовое
месторождение
Одноименная складка установлена в
1948 г. геологической и электроразве-
дочной съемками. Структурно-поиско-
вым бурением в 1961 г. завершена де-
тализация строения складки по май-
копским отложениям. В геологическом
строении площади принимают участие
отложения мела и палеогена.
В глинистой толще майкопских отло-
жений общей мощностью 700—800 м
скважинами вскрыто четыре выдер-
жанных по площади алевролитовых го-
ризонта (А и Б — в средней части тол-
щи, В — Г — в нижней). В этих гори-
зонтах содержатся газовые залежи.
По кровлям продуктивных горизон-
тов Джанкойское месторождение — это
пологая антиклинальная асимметрич-
ная складка субширотного простира-
ния размером 17X9 км и высотой 45 м.
Она разделена серией малоамплитуд-
ных (до 30 м) нарушений северо-за-
падного простирания на четыре блока.
Северное крыло складки круче (13°),
чем южное (9°) (рис. 55).
Продуктивные горизонты сложены
алевролитами и песками, переслаиваю-
щимися с алевролитистыми глинами.
Они разделены между собой глинисты-
ми отложениями мощностью 60— 120 м.
Основные запасы газа сосредоточены в
горизонте Б, залежи пластовые, сводо-
вые. Газы месторождения сухие и со-
держат (в %) метана до 98,2, этана
0,3, пропана 0,15 и азота 1,3.
Законтурные воды продуктивных го-
ризонтов хлоркальциевого типа, за
исключением горизонта Г, где в водах
преобладают хлориды натрия с мине-
рализацией от 12 до 51 г/л. В водах
повышены содержания иода, брома,
аммония, присутствуют калий, литий и
стронций. Воды горизонта Г гидрокар-
бонатно-натриевого типа. Месторожде-
ние введено в эксплуатацию в 1970 г.
На 1.01.1983 г. извлечено 77 %
утвержденных запасов. Результаты
эксплуатации и пьезометрические на-
блюдения свидетельствуют об упругом
режиме разработки.
Приазовское газовое
месторождение
Оно расположено в Приазовском рай-
оне Запорожской области. Газопрояв-
ления из сарматских отложений при
бурении скважин на Приазовской пло-
щади известны с прошлого столетия.
В течение 1929—1936 гг. на площа-
ди пробурено 52 скважины, по керно-
вому материалу из которых и резуль-
татам опробования был определен кон-
тур газоносного поля в отложениях
нижнего сармата на глубинах 90—
90
Рис. 55. Структурная карта Джанкойского
газового месторождения по кровле горизон-
та II и геологический разрез по линии I—1
(по И. С. Гайдук, 1962 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
Рис. 56. Структурная карта Приазовского
газового месторождения по кровле продуктив-
ного горизонта С-1 в отложениях нижнего
сармата и геологический разрез по линии Z—I
(по В. М. Костив, 1983 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
120 м и фациальные особенности трех
газоносных пластов. В 1936 г. в цент-
ральной части месторождения была
построена первая в СССР газона-
полнительная станция, работавшая до
1961 г.
В тектоническом отношении При-
азовское месторождение приурочено к
юго-западному погружению Приазов-
ского выступа Украинского щита. Че-
рез месторождение в меридиональном
направлении проходит крупный Мели-
топольский разлом, фиксируемый в
отложениях архея. Толща осадочных
пород мел-палеогена облекает выступ
в фундаменте.
По кровле отложений нижнего сар-
мата Приазовское месторождение пред-
ставляет собой моноклиналь с падени-
ем на юг (рис. 56). Возобновление бу-
ровых работ на площади с 1981 г. по-
казало, что газоносными на площади
являются два песчаных с разной сте-
пенью глинизации пласта, хорошо про-
слеживаемые в разрезе месторождения.
Лучшими коллекторскими свойствами
обладает нижний пласт горизонта С-1.
Разность пластовых давлений в залежи
горизонта С-1 в центральной долго раз-
рабатываемой части месторождения и
на периферийных частях незначитель-
на, что свидетельствует о хорошей
гидродинамической связи в залежи и
об активности законтурной области пи-
тания.
Залежь горизонта С-1 находится на
глубинах 85—135 м. Мощность гори-
зонта 10—13, эффективная мощность
5—6 м, коэффициент пористости 0,23—
0,25; газонасыщенность 0,47 %, плас-
товое давление 0,88 МПа. Дебиты
скважин небольшие — 0,7—2,0 тыс.
м3/сут. Газ сухой, содержит 98—99 %
метана.
Пластовые воды из сарматских гори-
зонтов характеризуются высокой газо-
насыщенностью.
Стрелковое газовое
месторождение
Сейсмическими исследованиями в
1953 г. на Арабатской стрелке близ
с. Стрелковое Херсонской области был
установлен перегиб по отражающим
горизонтам в майкопской толще.
В 1964 г. в оптимальной точке выяв-
ленного на профиле перегиба начато
бурение поисковой скважины, в кото-
рой произошел открытый газовый
91
Рис. 57. Структурная карта Стрелкового газо-
вого месторождения по кровле горизонта V
и геологический профиль по линии 1—1 (по
А. Я. Дергачевой, 1983 г.).
Усл. обозначения те же. что и на рис. 42
Рис. 58. Структурная карта Морского газового
месторождения по кровле отложений нижнего
Майкопа и геологический разрез по линии 1—1
(по А. Я. Дергачевой)
выброс. Последующими сейсмическими
исследованиями на суше и гравиметри-
ческими исследованиями в море уста-
новлено поднятие субширотного про-
стирания размером 9X13 км и ампли-
тудой до 30 м. Преобладающая пло-
щадь восточной части поднятия нахо-
92
дится в Азовском море (рис. 57). В гли-
нистом разрезе Майкопа скважинами
вскрыт ряд песчано-алевритовых гори-
зонтов. Промышленная газоносность
установлена в V и VI горизонтах, за-
легающих на глубинах 470—540 м.
Литологически продуктивные гори-
зонты сложены алевролитами и пес-
ками.
Г азы продуктивных горизонтов
Стрелкового месторождения состоят из
метана (95,3 %) и азота (4,69 %), дру-
гих компонентов нет. Дебиты газа до-
стигают 560 тыс. м3/сут, пластовое
давление 59,7 МПа, пластовая темпера-
тура 29—34 °C. В 1976 г. месторожде-
ние введено в опытно-промышленную
эксплуатацию, на 1983 г. извлечено
20 % начальных запасов. Законтурные
воды продуктивных горизонтов хлор-
кальциевого типа, минерализация их
23—51 г/л.
Морское газовое месторождение
Морское поднятие приурочено к север-
ной приразломной части Азовского ва-
ла. По горизонту III, приуроченному к
кровле отложений верхнего мела, оно
представляет собой брахиантиклиналь-
ную складку, широтного простирания
размером по изогипсе — 1000 м 16X
ХЗ км и амплитудой 150X200 м. По вы-
шезалегающим горизонтам амплитуда
складки уменьшается (рис. 58).
В 1977 г. на Морском поднятии про-
бурена скв. 2 до глубины 1260 м, кото-
рая вскрыла разрез понт-меотиса
(196 м), сармата (196—486 м), торто-
на (486—508 м), Майкопа, эоцена,
верхнего и нижнего мела, триас-
юры.
Вскрытые в отложениях нижнего и
верхнего мела и большей части ниж-
него Майкопа пласты-коллекторы об-
воднены. При опробовании кровель-
ной части майкопских отложений из
интервала 675—646 м получен приток
газа с дебитом 128 тыс. м3/сут. В про-
цессе исследований наблюдался вынос
глинистой пульпы до 10 м3/сут. Кол-
лекторами газа служат пласты песча-
ников с пористостью до 30 % и прони-
цаемостью 64,24-10~15 м2.
Залежь пластовая, сводовая, пласто-
вое давление 67,15 МПа.
В газе содержится (в %) метана
98,5; этана 0,15, а также СОг 0,2—0,4
и азота до 1,6.
Фонтановское газоконденсатное
месторождение
Фонтановская структура установлена
электроразведочными работами в 1949 г.
на южном борту Индоло-Кубанского
прогиба. В 1968 г. началось ее глубин-
ное изучение сейсмическими исследо-
ваниями МОВ, а с 1969 г.— поисковое
бурение. С 1975 г. на площади прово-
дятся работы ОГТ и в 1976 г. получен
первый промышленный приток газа.
Вскрытый скважинами разрез пред-
ставлен отложениями нижнего и верх-
него мела, палеоцена, эоцена и Майко-
па. Отложения нижнего мела мощ-
ностью 161 м сложены темно-серыми
аргиллитами альба, верхнего мела мощ-
ностью 990 м, светло- и темно-серыми
известняками и мергелями маастрихт-
сеномана. Образования палеоцена мощ-
ностью 100—460 м представлены пач-
кой темно-серых плотных глин и алев-
ролитов, а эоцена — зеленовато-серыми
мергелями, аргиллитами и песчаника-
ми. Завершают разрез нижне- (1430 м),
средне- (1700 м) и верхнемайкопские
глины (до 800 м).
В тектоническом отношении место-
рождение расположено на южном бор-
ту Индоло-Кубанского прогиба и отно-
сится к Индольской ветви внутренней
зоны прогиба.
В пределах месторождения развит
грязевой вулканизм, приуроченный к
тектоническим нарушениям глубокого
заложения. Масштабность проявления
грязевого вулканизма подтверждена
скв. 9, прошедшей по сопочной брек-
чии 760 м. Как по кровле продуктив-
ных горизонтов нижнего Майкопа, так
и в отложениях эоцена Фонтановская
складка вытянута в северо-восточном
направлении. Ее размеры увеличи-
ваются от нижних горизонтов к верх-
ним (от 3X3 до 3,6X4 км), а ам-
плитуда возрастает от 400 до 600 м
(рис. 59).
Основными факторами, определяю-
щими образование резервуаров п их
емкостную характеристику, являются
тип и мощность песчаников. Хорошая
отсортированность и окатанность обло-
мочного материала, низкое содержание
глауконита и незначительное — цемен-
та, а также ограниченные размеры по
площади свидетельствуют о формиро-
вании песчаного тела в условиях, близ-
ких к пляжевым. Песчаники имеют
почти одинаковый гранулометрический
Рис. 59. Структурная карта Фонтановского
газоконденсатного месторождения по кровле
продуктивной пачки М-3 в нижнемайкопских
отложениях и геологический разрез по линии
I—I (составили И. В. Леськив, В. М. Костив,
1983 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
состав. Пласты песчаников, находя-
щиеся на крыльях и периклиналях
структур вследствие трансгрессивного
прилегания к склону эрозионного эоце-
нового выступа, отсутствуют в сводо-
вой части. Выклинивание происходит
снизу вверх по мере налегания пластов
на склоны выступа.
Промышленная газоносность на ме-
сторождении связана с отложениями
нижнего Майкопа (горизонты М-2, М-3,
М-4 и М-5), эоцена (горизонт Е-6) и
верхнего мела (К-7).
Коллекторами в отложениях нижне-
го Майкопа являются пласты песчани-
ков и алевролитов. Наиболее выдержан
по площади и обладает самыми лучши-
ми фильтрационно-емкостными свойст-
вами горизонт М-3. Он имеет своеоб-
разную характеристику на диаграммах
электрометрии: монолитный песчаный
пласт со средней мощностью до 12 м
с кажущимся сопротивлением 12—15
на фоне низкоомных до 3 Ом-м глин.
Пористость нижнемайкопских песчани-
ков достигает 19—25, в преобладаю-
щем случае 12—16 %, проницаемость
до 256,9-10~15 м2.
В отложениях эоцена газосодержа-
щими являются маломощные пласты
(1—2 м) песчаников в толще мергелей.
Их суммарная эффективная мощность
93
Таблица 2. Геолого-промысловая характеристика Фонтановского газоконденсатного
месторождения
Возраст Горизонт Глубина залега- ния, м Мощность гори- зонта, м Пластовое дав- ление, МПа Пластовая тем- пература, °C Газоконденсат- ный фактор, см’ Дебиты газа, тыс. нормаль- ных м’/сут Количество скважин с про- мышленными притоками газа
Олигоцен — М-2 3159—3345 6—13 51,6 131 6,6 1
майкоп М-3 3179—3395 6—18 51,7 132 760—781 28—229 3
М-4 3193—3441 6—36 51,9 — — —.
М-5 3299—3442 12—35 52,0 137 740 27 2
Эоцен Е-6 2611—3549 14—38 50,2 132 230 6—270 3
Маастрихт К-7 2738—2852 ИЗ 49,8 124 — 6,5 1
равна 2—9 м. Песчаники распростра-
нены по площади локально.
Верхнемеловая залежь приурочена к
кровельной части слаботрещиноватой
зоны в известняках Маастрихта. Основ-
ным по запасам газа является горизонт
М-3, сложенный разнозернистыми пес-
чаниками с преобладающим размером
зерен 0,15—1,5 мм и прослоями гра-
вия. Геолого-промысловые данные мес-
торождения приведены в табл. 2.
Газы месторождения жирные, содер-
жат (в %) метана 83,2—97, СОг 1,9—
2,3 и азота 0,1—2. Конденсат в газе
темно-желтого цвета, плотность его
767,5—800,1 кг/м3. Залежи майкопских
горизонтов имеют общий газоводяной
контакт на отметке минус 3284 и явля-
ются гидродинамически единой систе-
мой. В отложениях эоцена и Маастрих-
та запасы их небольшие, сами залежи
приурочены к локальным зонам, обу-
словленным в основном близостью плос-
кости взбросо-надвита.
Воды продуктивных горизонтов гид-
рокарбонатно-натриевого типа, минера-
лизация их 5,8—8 г/л; содержат
(в мг/л) иод 6,6, бор 10,2, бром 204.
Статические давления водоносных
пластов равны 20,4 — 22 МПа.
Южно-Сивашское газоконденсатное
месторождение
Сейсмическими исследованиями МОГТ
в толще среднемайкопских глин закар-
тирована Южно-Сивашская структура
в виде двух малоамплитудных сводов:
основного восточного и небольшого по
размерам западного.
В целом структура представляет со-
бой антиклинальное поднятие почти се-
верного простирания с амплитудой
94
около 150 м (рис. 60). Всего на ней
пробурено пять поисково-разведочных
скважин. Бурением первой скважины
в сводовой части поднятия в разрезе
отложений среднего Майкопа был
вскрыт пласт песчаника мощностью де
16 м, при опробовании которого в
1977 г. был получен промышленный
приток газа с конденсатом.
В результате разведочных работ
установлено, что продуктивная пачка
М-2 мощностью 16—21 м залегает на
глубинах 2248—2410 м. Она представ-
лена средне- и мелкозернистыми песча-
никами, участками переходящими в
алевролиты и глины. В целом это опес-
чаценный участок, заливообразно захо-
дящий с запада к восточному своду.
Прихотливое распространение по пло-
щади и сложное внутреннее строение
резервуара обусловило невысокие кол-
лекторские свойства песчаников — по-
ристость 18—26 %, глинистость до
30 %, проницаемость 5 • 1015 м2.
Дебит газа из скв. 1 составил
17,7 тыс. м3/сут, конденсата
16,9 м3/сут, пластовое давление
38,4 МПа, температура 87 °C. В осталь-
ных четырех пробуренных скважинах
притоков газа не получено. Эта залежь
является сводовой, пластовой, литоло-
гически ограниченной. Месторождение
находится в консервации.
Семеновское (Белокаменское)
нефтяное месторождение
Расположено оно на мысе Казантип и
приурочено к одноименной складке,
выявленной геологической съемкой.
По рекомендации А. Д. Архангельско-
го на площади первая поисковая сква-
жина была пробурена в 1928 г.,
Рис. 60. Структурная карта Южно-Сивашского
газоконденсатного месторождения по кровле
продуктивного горизонта М-2 и геологический
разрез по линии /—/ (по О. А. Мазур, 1981 г).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
вскрыв разрез от сармата до верхнего
Майкопа, однако она оказалась непро-
дуктивной. В 1952—1954 гг. здесь
возобновились разведочные работы, в
результате которых в караган-чокрак-
ских отложениях вскрыты залежи неф-
ти. Сложное строение месторождения
и низкие дебиты нефти обусловили за-
пасы как забалансовые.
В 1980—1982 гг. пробурено девять
скважин. В результате установлены
два продуктивных пласта в чокракских
и три в караганских отложениях.
Складка представляет собой брахи-
антиклиналь северо-восточного прости-
рания размером 3,6 X 1,5 км и высотой
200 м. Она осложнена сбросом ампли-
тудой 130 м, секущим ее вдоль длин-
ной оси и огибающим свод с востока.
Углы северо-западного крыла в при-
поднятом блоке 12—13° и в юго-вос-
точном, погруженном, 30° (рис. 61).
Особенностью плоскости сброса,
вскрытого скв. 4-С, 13 и 9-Бк, являет-
ся отсутствие во вскрытом разрезе
чокрак-караганских известняков. По-
Рис. 61. Структурная карта Семеновского
(Белокаменского) нефтяного месторождения
по кровле II продуктивной пачки в караган-
ских отложениях и геологический разрез по
линии I—1 (составил И. В. Леськив, 1983 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
видимому, сброс сначала имел консе-
диментационное происхождение, а на
последнем этапе — тектоническое.
Промышленно-нефтеносными явля-
ются органогенно-детритусовые извест-
няки мощностью до 40 м, залегающие
на глубинах 208—298 м; пористость их
26—29 %, проницаемость до 522,1 X
Х10~15 м2.
Залежи пластовые, сводовые, текто-
нически экранированные. Самая верх-
няя залежь нефти в караганском гори-
зонте К-2 имеет газовую шапку. Пла-
стовые давления близки к гидростати-
ческим и возрастают с 1,81 до
2,75 МПа. Дебиты нефти фонтанным
способом достигают 10 м3/сут. Отмеча-
ется увеличение плотности нефти
вверх по разрезу с 905,5 (горизонт
4-6) до 913,0 кг/м3 (горизонт К-2).
Акташское (Мысовое)
нефтяное месторождение
Расположено оно в северной части
мыса Казантип. Площадь в разные
годы изучалась геологической съемкой
(Н. И. Андрусов, А. Д. Архангельский
95
Рис. 62. Структурная карта Акташского (Мы-
сового) нефтяного месторождения по кровле
продуктивного пласта в чокракских отложе-
ниях и геологический разрез по линии I—I
(составили Л. И. Борисова и И. В. Леськив,
1983 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42
и др.). На поверхности структура вы-
ражена вдавленной чашеподобной син-
клиналью, обрамленной известняковым
гребнем. Поисковое бурение проводи-
лось в 1951—1954 гг., в результате ко-
торого на глубинах 320—440 м в из-
вестняках чокракского и караганского
горизонтов обнаружены залежи нефти
и газа. Из-за незначительных дебитов
скважин месторождение не разрабаты-
валось.
С 1980 г. на площади возобновлены
работы по изучению нефтеносности
отложений неогена и выявлению пер-
спектив нефтегазоносности более древ-
них отложений. Бурение параметри-
ческой скв. 1 Мысовая прекращено при
забое 3050 м в отложениях среднего
Майкопа в связи с потерей ствола из-за
неустойчивости вязко-пластичных глин
верхнего Майкопа. В караган-чокрак-
ских отложениях разведана одна за-
лежь нефти с газовой шапкой.
По кровле продуктивного горизонта
Акташское месторождение приурочено
к симметричной брахиантиклинальной
складке широтного простирания разме-
ром 1,8 X 0,9 км и амплитудой 175 м.
На поверхность складки выходят поро-
ды сарматского яруса, крылья сложены
образованиями меотиса. Углы падения
крыльев 12—15°, а периклинали более
пологие (рис. 62).
Таблица 3. Геолого-промысловая характеристика залежей нефти и газа в отложениях
неогена Керченского п-ова
Горизонт Возраст Продукция Глубина залегания кровли, м Мощность, м Пластовое давле- ние, МПа Дебиты газа тыс. м3/сут, нефти м3/сут Плотность нефти, кг/м3 Количество сква. жин с промышлен- ным притоком
Семеновское нефтяное месторождение
К-2 Караган- Нефть 208—242 7—12 1,81 2 913 3
ский
К-3 То же » 192—244 5—6 1,81 0,7—4,0 913 3
К-4 » » » 203—244 11—13 2,45 3,8—8,0 901 2
4-5 » » Г> 218—260 16—22 2,26 2,3—10 905 4
4-6 » » » 261—298 6—12 2,75 5,0 905 1
Акташское нефтяное месторождение
4-1 Чокрак- ский Нефть 410—490 | 4,31 | 8—12 910 3
Войковское нефтяное месторождение
К-1 Караган- ский - 78—140 0,88 1,0 930 1
К-4 То же » 86—165 1,57 4 930 2
Борзовское газовое месторождение
К-1 Конк- ский Газ 300—360 3,24 13 — 1
4-1 Чокрак- » 510—550 5,39 20 — 2
ский Нефть 510—600 5,39 3—4 920 1
96
Восточная периклиналь осложнена
сбросами амплитудой 20—30 м, кото-
рые являются экранами для содержа-
щихся в резервуаре флюидов. Залежь
нефти приурочена к центральной час-
ти складки. Коллекторами нефти слу-
жат пласты органогенно-детритусовых
известняков мощностью 0,5 м в толще
глин. Пористость их достигает 25 %,
проницаемость до 0,3 • 10-12 м2. Мощ-
ности и коллекторские свойства извест-
няков уменьшаются с севера на юг.
Нефть имеет плотность 910 кг/м3, вяз-
кость 74,2-10~6 м2, содержит светлых
погонов 54,5, смолы 7, золы 0,02 и се-
ры 0,07 %. Начало кипения при темпе-
ратуре 216 °C. Дебиты скважин дости-
гают 12 м3/сут переливом (табл. 3).
Обработка продуктивных горизонтов
соляной кислотой приводит к увеличе-
нию дебитов в два-три раза. Пластовое
давление в залежи равно 4,31 МПа.
В сводовой части залежь имеет газо-
вую шапку, которая состоит (в %) из
метана 97,2, этана 2 и СОг 0,7.
Имеющиеся в разрезе караганского
горизонта маломощные пласты кол-
лекторов обводнены.
Законтурные воды нефтяной залежи
гидрокарбонатно-натриевого типа, ми-
нерализация их 28 г/л, содержание
иода до 46, брома 65 мг/л.
Войковское (Малобабчикское)
нефтяное месторождение
Оно расположено в северо-восточной
части Керченского п-ова, приурочено к
сложно построенной складке, впервые
выявленной Н. И. Андрусовым в
1926—1928 гг. Складка широтного про-
стирания состоит из Северо-Войков-
ского и Южно-Войковского поднятий,
Катерлезского купола, синклинальной
вдавленности, а также структурной тер-
расы.
Бурение скважин в пределах Северо-
и Южно-Войковского поднятий прово-
дилось в 1934—1935 и 1950—1954 гг.,
в результате чего было изучено строе-
ние этих поднятий и получены прито-
ки газа и нефти из караганских и чок-
ракских отложений. Ревизионными бу-
ровыми работами 1981—1983 гг. под-
тверждена нефтеносность караганских
отложений Южно-Войковского подня-
тия. На Северо-Войковском поднятии
в скважинах при опробовании чокрак-
ских и караганских отложений прито-
ков флюидов не получено, хотя по про-
мыслово-геофизическим данным в раз-
резе вскрыты маломощные низкопорис-
тые нефтенасыщенные пласты.
Южно-Войковское поднятие имеет
резко выраженное диапировое строение
и представлено узкой брахиантикли-
налью размером 1,3 X 0,3 км; северное
крыло ее осложнено вдавленностью.
Поднятие пересекают два сброса ам-
плитудой 10—20 м, оперяющие вдав-
ленность (рис. 63).
Нефтяные залежи установлены в
двух пластах караган-чокракского воз-
раста на глубинах 78—165 м. Нефть
коричневого цвета, плотность ее
930 кг/м3. Пластовое давление в зале-
жах 0,88—1,57 МПа (см. табл. 3).
Борзовское газонефтяное
месторождение
На поверхности Борзовская складка
представляет собой котловину 1,5 X
X1 км, открытую на восток в сторону
Керченского пролива и окруженную
кольцевым грабеном из мшанковых
известняков меотиса высотой 100—
130 м. Впервые она описана А. П. Ан-
друсовым по итогам геологической
съемки 1888 г. Первое подробное опи-
сание Борзовской структуры было осу-
ществлено в 1927 г.
Бурение скважин на Борзовской
площади начато с 1929 г. Первые при-
токи газа промышленного значения
получены в 1932 г. Бурение единичных
скважин проводилось до 1950 г.; этими
скважинами установлена газовая за-
лежь в чокракских отложениях.
Литологически в верхней части отло-
жения представлены толщей глин, пе-
реходящих в песчано-мергелистую пач-
ку мощностью до 70 м. Общая мощ-
ность чокракских отложений, залегаю-
щих в пределах площади на глубинах
400—520 м, составляет 130—160 м.
По кровле чокракского горизонта
Борзовская структура — это брахиан-
тиклинальная складка широтного про-
стирания размером 2,9 X 2,0 км. Ее во-
сточная часть находится в пределах
Керченского п-ова. Два сброса широт-
ного простирания разделяют складку
на три блока, которые ступенчато, с
амплитудой 10—15 м, погружаются на
север (рис. 64).
Из-за своеобразного строения основ-
ного резервуара в чокракских отложе-
ниях (чередование глин с маломощны-
ми прослоями трещиноватых мергелей,
7 5—1634
97
Рис. 63. Структурная карта Войковского
(Малобабчикского) нефтяного месторождения
по кровле продуктивного горизонта в чокрак-
ских отложениях и геологический разрез по
линии 1—1 (по Ф. А. Рыбаковой, 1983 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42.
Рис. 64. Структурная карта Борзовского газо-
нефтяного месторождения по кровле продук-
тивного горизонта в чокракских отложениях
и геологический разрез по линии I—I (соста-
вили В. М. Костив и И. В. Леськив).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42.
алевролитов и песчаников) невозмож-
но по результатам промыслово-геофи-
зических исследований однозначно ин-
терпретировать их насыщение.
В результате ревизионных работ
1982—1983 гг. на площади установле-
на промышленная газоносность гори-
зонтов — чокракского и конкского, а
также нефтеносность чокракского гори-
зонта. Основные запасы нефти и газа
содержатся в центральном сводовом
блоке. Глубина залегания продуктив-
ных горизонтов 300—600 м. В кровле
пачки чокракских коллекторов имеется
один пласт с эффективной мощностью
1,5—3 м, который промышленно газо-
носен в южном и центральном блоках.
Под ним в двух пластах песчаников
центрального блока, разделенных гли-
нистым прослоем мощностью до 2 м,
имеется нефтяная залежь, в других
блоках эти пласты обводнены.
Залежи нефти и газа в чокракских
отложениях пластовые, сводовые, тек-
тонически экранированные.
В конкском горизонте на глубинах
300—360 м (табл. 3) вскрыта залежь
газа. Это литологически ограниченный
резервуар, обусловленный прихотли-
вым развитием песчаных и алевроли-
товых прослоев, которые распростране-
ны преимущественно на восточной пе-
реклинили структуры, литологически
замещаясь глинами к западу.
Пластовые воды чокракского гори-
зонта гидрокарбонатно-натриевого ти-
па, минерализация их низкая (8—
10 г/л). Геолого-промысловая характе-
ристика нефтяной и газовых залежей
приведена в табл. 3.
Северо-Керченское газовое
месторождение
Северо-Керченское поднятие выявлено
сейсмическими исследованиями по
кровле майкопской серии (горизонт
I, а) в 1975 г. и представляет собой
антиклинальную складку северо-вос-
точного простирания размерами 5X7 км,
амплитудой 300 м и углами падения
крыльев 7—9° (рис. 65).
В 1976 г. скв. 1, пробуренной до глу-
бины 2480 м, на Северо-Керченском
поднятии вскрыт разрез четвертичных
(70 м), плиоценовых (490 м), средне-
миоценовых (744 м) и майкопских
(1176 м) отложений. Больше скважин
на поднятии не бурилось. В результате1
98
Рис. 65. Структурная карта Северо-Керчен-
ского газового месторождения по отражаю-
щему горизонту и геологический разрез по
линии 1—1 (по А. Я. Дергачевой, 1978 г.).
Усл. обозначения те же. что и на рис. 42.
бурения в интервале 670—1260 м вы-
делено четыре горизонта коллекторов.
Наилучшими коллекторскими свойства-
ми обладает горизонт IV, вскрытый в
отложениях среднего миоцена в интер-
вале 1205—1255 м. Он представлен че-
редованием пластов органогенных из-
вестняков мощностью до 2—3 м, алев-
ролитов и глин. Пористость известня-
ков достигает 29,1 %, проницаемость
до 3,1 -10~12 м2. Горизонты I—III сло-
жены редкими пластами песчаников и
алевролитов мощностью до 2 м в тол-
ще глин.
При опробовании скважины из
IV горизонта (инт. 1205—1230 м) по-
лучен приток газа с дебитом
70 тыс. м3/сут. Пластовое давление в
залежи 12,55 МПа, температура 41 °C.
Получение промышленного притока га-
за явилось открытием первого в Азов-
ском море газового месторождения. За-
лежь пластовая, сводовая. В газе со-
держится (в %) метана 95,5, этана
2,3, пропана 1,20, СОг 0,5 и азота 0,5.
В I—III горизонтах газоносность
Рис. 66. Структурная карта Приозерного неф-
тяного месторождения по кровле продуктив-
ной пачки в чокракских отложениях и геоло-
гический разрез по линии 1—1 (по В. А. Ве-
рескун, 1983 г.).
Усл. обозначения те же, что и на рис. 42.
установлена только по данным про-
мысловой геофизики. Гидрогеологичес-
кие условия не изучены.
Приозерное нефтяное
месторождение
Нефтепроявления на Приозерной пло-
щади известны с древних времен. Со-
суды с нефтью из Приозерного мес-
торождения найдены при раскопках
древних городов Гиритаки и Танайс.
Первая скважина на площади пробу-
рена в 1886 г. С того времени здесь по-
стоянно бурились скважины, велась
добыча нефти. Для изучения доступ-
на только западная часть Приозерной
структуры, так как восточная перекры-
та водами оз. Тобечик. Строение место-
рождения исследовали Н. И. Андрусов,
А. Д. Архангельский, П. А. Двойченко,
В. А. Обручев и другие исследователи.
Изученная часть структуры пред-
ставляет собой брахиантиклинальную
асимметричную складку северо-восточ-
ного простирания с крутым южным
крылом и более пологим северным.
Складка нарушена рядом продольных
сбросов различной амплитуды. Разме-
ры ее в пределах суши 3X0,5 км
(рис. 66). На площади нефтеносность
7‘
99
установлена от сарматских до чокрак-
ских отложений включительно. Запасы
нефти сосредоточены в чокракском го-
ризонте, сложенном в основном извест-
няками с прослоями мергелей. Порис-
тость их достигает 31 %, мощность до
7 м, а рабочие дебиты нефти 8—
15 м3/сут.
Нефть Приозерного месторождения
имеет плотность 894 кг/м3, малосернис-
тая, малосмолистая, содержит (в %)
бензиновых 14, керосиновых 26, соля-
ровых 20 фракций и серы 2,2. В выше-
залегающих караганских отложениях
она более тяжелая (плотность 890—
920 кг/м3).
Законтурные воды гидрокарбонатно-
натриевого типа, минерализация их
21 г/л, имеют повышенные содержания
иода (37 мг/л) и брома (24 мг/л).
ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Кроме описанных 25 месторождений
нефти и газа в Южно-Украинском ре-
гионе открыто еще ряд месторождений,
описания которых из-за их малых раз-
меров не приводится.
Залежи УВ в регионе установлены
на 32 площадях. Девять площадей рас-
положены в Индоло-Кубанском проги-
бе: Владиславовская, Южно-Сиваш-
ская, Мошкаревская, Семеновская (Бе-
локаменская), Акташская (Мысовая),
Войковская (Малобабчикская), Бор-
зовская, Приозерная и Фонтановская;
двенадцать в пределах Каркинитско-
Северо-Крымского прогиба: Межвод-
ненская (Ярылгачская), Октябрьская,
Западно-Октябрьская, Карлавская, Гле-
бовская, Серебрянская, Задорненская,
Джанкойская, Татьяновская, Оленев-
ская, Кировская и Краснополянская;
одна в пределах Южно-Украинской мо-
ноклинали — Приазовская; одна в пре-
делах Преддобруджинского прогиба —
Восточно-Саратская; пять в Черном
море (Голицынская, Южно-Голицын-
ская, Шмидтовская, Штормовая, Крым-
ская) и четыре в Азовском (Стрелко-
вая, Морская, Северо-Керченская и
Бейсугская).
В соответствии с классификацией за-
лежей нефти и газа, разработанной
И. О. Бродом и Н. А. Еременко, основ-
ными критериями для выделения той
или иной залежи принимался характер
природного резервуара и соотношение
в нем подвижных флюидов — газа,
нефти и воды. На основании этого все
100
известные залежи УВ на Юге Украи-
ны по типу природного резервуара
можно подразделить на пластовые и
линзовидные.
По морфологии ловушек среди пла-
стовых залежей установлены пласто-
вые сводовые (Джанкойская, Стрелко-
вая, Глебовская, Южно-Голицынская,
Шмидтовская, Штормовая, Крымская,
Задорненская, Межводненская, Татья-
новская, Морская, Северо-Керченская),
пластовые, тектонически экранирован-
ные (Голицынская, Октябрьская, Се-
меновская, Акташская, Войковская,
Борзовская, Приозерная) и экраниро-
ванные литологическим изменением в
толще пород по восстанию, т. е. лито-
логически экранированные (Южно-Си-
вашская).
Встречаются также пластовые зале-
жи, контролируемые сразу нескольки-
ми факторами, а также тектонически
и литологически экранированные. Они
относятся к комбинированному типу
(Фонтановская, Западно-Октябрьская
и Приазовская).
К линзовидному типу можно отнести
небольшие по размерам Владиславов-
скую и Мошкаревскую залежи неф-
ти, находящиеся в линзах песков сред-
него Майкопа, ограниченных со всех
сторон глинами.
Пластовые сводовые залежи приуро-
чены преимущественно к чокрак-кара-
ганским отложениям Индоло-Кубанско-
го прогиба, к палеоценовым и майкоп-
ским отложениям Каркинитско-Северо-
Крымского прогиба. Предполагается их
наличие также в средне- и верхнеюр-
ских отложениях Преддобруджинского
прогиба и частично в отложениях ба-
зальной пачки нижнего мела в Северо-
Крымском прогибе и на Южно-Укра-
инской моноклинали. В более глубоких
стратиграфических комплексах и в
пределах сложных тектонических зон
строение залежей УВ ожидается более
сложным. Так, в нижнемайкопских и
меловых отложениях Индоло-Кубан-
ского прогиба, в отложениях альба
(пачки А-19 и А-18) и в базальной
пачке нижнего мела Каркинитско-Се-
веро-Крымского прогиба, а также в
отложениях палеозоя Преддобруджин-
ского прогиба будут, по-видимому, пре-
обладать в основном залежи пластовые,
тектонически и стратиграфически экра-
нированные, а также комбинирован-
ные (см. рис. 36).
В зонах предполагаемого развития
рифогенных образований в отложениях
мела, юры и палеозоя в пределах
Индоло-Кубанского и Преддобруджин-
ского прогибов прогнозируются залежи
массивного типа в биогермных телах.
В результате проведенных в послед-
ние годы сейсморазведочных работ
ОГТ (в первую очередь в Индоло-Ку-
банском и Преддобруджинском проги-
бах) закартировано ряд ловушек, на
которые предполагается направить по-
исково-разведочные работы для выяв-
ления залежей пластовых сводовых,
пластовых тектонически, литологичес-
ки и стратиграфически экранирован-
ных, а также комбинированных в отло-
жениях палеозоя, юры, мела, палеоге-
на, неогена и массивных залежей в
биогермных телах. Это направление
обеспечено рядом подготовленных пер-
спективных объектов, часть из которых
уже охвачена бурением (Восточно-Са-
ратская, Краснопольская, Дубровская,
Алексеевская, Червоноармейская).
Поедполагаются также литологичес-
ки ограниченные ловушки в отложени-
ях среднего Майкопа западной части
Индоло-Кубанского прогиба, где сей-
сморазведочными работами установле-
но выклинивание ряда горизонтов —
возможно, песчано-алевролитовых про-
слоев в толще глин (Андреевская, Лу-
говая). Необходимо начать поисковые
работы в зонах развития предполагае-
мых биогермных тел в отложениях
верхней юры на Килийской и Черво-
ноармейской площадях (Преддобруд-
жинский прогиб), титон-берриаса на
Тамбовско-Владиславовской и в окс-
форд-келловейских отложениях Вид-
ненско-Береговой зон поднятий (Индо-
ло-Кубанский прогиб).
Таким образом, в Южно-Украинском
регионе в отложениях неогена, мела,
юры и палеозоя основным типом зале-
жей нефти и газа являются пластовые
сводовые, пластовые тектонически и
литологически экранированные и ком-
бинированные. По составу углеводород-
ных скоплений преобладают газокон-
денсатные и газовые. Нефтяные зале-
жи встречаются значительно реже и
главным образом в пределах Индоло-
Кубанского прогиба; одни из них име-
ют газовую шапку (например, на Се-
меновском и Акташском месторожде-
ниях соответственно в караганских и
караган-чокракских отложениях), дру-
гие характеризуются незначительным
газонасыщением или полуразрушены
(Восточно-Саратская среднедевонская
залежь в Преддобруджинском прогибе).
Совместное нахождение нефтяных и
газовых залежей отмечено на Борзов-
ском месторождении, где нефтяная за-
лежь обнаружена в чокракских отло-
жениях, а газовые залежи — выше по
разрезу в чокракских и конкских.
Сведения о составе углеводородных
скоплений представляют основу для
нефтегазогеологического районирова-
ния Южно-Украинского региона.
ГЛАВА III
ФОРМИРОВАНИЕ
И РАЗМЕЩЕНИЕ
ЗАЛЕЖЕЙ
УГЛЕВОДОРОДОВ
СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ
О ФОРМИРОВАНИИ И РАЗМЕЩЕНИИ
ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Изучение условий формирования и за-
кономерностей пространственного раз-
мещения залежей УВ всегда имеет
большое теоретическое и практическое
значение [17]. От степени достоверно-
сти этих вопросов зависит оценка пер-
спектив нефтегазоносности территории
и в конечном итоге — геолого-экономи-
ческая эффективность поисково-разве-
дочных работ.
В зависимости от решения пробле-
мы о генезисе УВ многие исследовате-
ли по-разному трактуют закономерно-
сти формирования и распространения
нефтяных и газовых месторождений в
пределах нефтегазоносных областей.
Так, сторонники неорганического про-
исхождения нефти [15, 27, 57, 66, 67,
82], рассматривая перспективы нефте-
газоносности Крыма или Черного и
Азовского морей, считают, что наруше-
ния являются основными каналами по-
ступления УВ из глубинных очагов.
Следовательно, наиболее перспективные
районы связываются с зонами глубин-
ных разломов, особенно с участками пе-
ресечения широтных и субмеридио-
нальных дислокаций. В этой связи не-
обходимо отметить работы [27, 28, 66]
по изучению нефтегазоносности Азов-
ского и Черного морей с сопредельными
территориями. В них с позиций неор-
ганической генерации УВ, планетарной
восходящей вертикальной миграции их
из верхней мантии Земли и планетар-
ной аккумуляции их залежей на всех
дизъюнктивных краях континентов и
102
плит в позднетретично-четвертичное
время основные перспективы поисков
крупных месторождений нефти и газа,
особенно в континентальной части Юга
Украины, связываются только с гете-
рогенным фундаментом.
Подавляющее большинство исследо-
вателей описываемой территории, как
и авторы настоящей монографии, в во-
просах происхождения УВ и образова-
ния их локальных скоплений руковод-
ствуются осадочно-миграционной теори-
ей, разработанной в основном усилия-
ми отечественных ученых. Эта теория
основана на признании того, что мате-
ринское вещество УВ формируется
вместе с осадками в древних морских
бассейнах в условиях слабовосстанови-
тельной и восстановительной обстанов-
ки из остатков фито- и зоопланктона.
В этой связи следует отметить две ра-
боты последних лет большого коллек-
тива специалистов, являющихся веду-
щими в изучении геологии и нефтега-
зоносности Юга Украины [9, 13].
В первой на основании анализа ме-
сторождений, выявленных в береговой
части, и нефтегазоматеринского потен-
циала осадочного выполнения аквато-
рий сделан вывод о том, что основные
зоны нефтегазонакоплений, располага-
ясь вблизи крупных очагов генерации
УВ, находятся на Азово-Черноморском
мелководье и на континентальном
склоне.
Согласно [13], перспективные зоны
нефтенакопления сосредоточиваются во-
круг основных областей нефтегазообра-
зования — наиболее погруженных уча-
стков Каркинитско-Северо-Крымского и
Индоло-Кубанского прогибов. К тако-
вым отнесены северо-западный шельф
Черного моря, центральная и южная
части Азовского моря, Северо-Запад-
ный Крым, Керченский п-ов с приле-
гающей к нему с юга зоной шельфа и
Западное Причерноморье.
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И КАТАГЕНЕТИЧЕСКОЕ
ПРЕОБРАЗОВАНИЕ РАССЕЯННОГО
ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА.
НЕФТЕГАЗОГЕНЕРИРУЮЩИЕ ТОЛЩИ
Распределение РОВ по разрезу мезо-
палеозойских отложений Преддобруд-
жинского прогиба связано с условиями
седиментации и диагенетического пре-
образования осадков. В отложениях си-
лура количество ОВ определено от сле-
дов до 3 %: в аргиллитах 0,3—3,0, в
органогенных известняках 1—2, в мер-
гелях 0,5—1,1, в серых известняках
0,1—0,2%. При переходе к девонским
образованиям интервал колебаний
уменьшается в аргиллитах от 0,3 до 2,0,
а в карбонатных породах в зависимости
от генетической природы увеличивается
от 0,1 до 4,5 %. Доля ОВ в доломитах
не превышает 1, в песчаниках девона
0,1 %. При средней доле в каменно-
угольных глинистых породах 1 его со-
держание в угольных толщах достигает
20%.
Пермские отложения характеризуют-
ся низким содержанием ОВ: в алевро-
литах не более 0,5, в песчаниках и гра-
велитах снижается до 0,05 %.
В образованиях триаса содержание
ОВ -несколько выше: в аргиллитах и
мергелях 0,3—0,5, в известняках и до-
ломитах 0,3—0,8 %. В терригенных по-
родах юры оно составляет 1—5, в кар-
бонатных 0,5—4 %•
Степень битумизации ОВ мезо-па-
леозойских отложений Преддобруджин-
ского прогиба определяется его фаци-
ально-генетическим типом, степенью
катагенетической преобразованности и
эмиграцией восстановленных подвиж-
ных компонентов.
Содержание битумоидов в породах
силура составляет 0,08—0,10 %. Отно-
шение кислых компонентов к нейтраль-
ным равно в среднем 3, что характерно
для автохтонных битумоидов. Битум-
ный коэффициент изменяется от 5 до
10 %. Средняя степень битуминизации
ОВ 10—20 % для терригенной и карбо-
натной фаций. В составе хлороформно-
го битумоида (ХБ) содержание УВ 40,
смолисто-асфальтеновых веществ 60 %.
В отложениях силура отмечается повы-
шенная восстановленность ХБ в разре-
зе палеозойских отложений, обуслов-
ленная сапропелевым типом ОВ. При
переходе к образованиям девона содер-
жание битумных веществ снижается
(D2 0,06 %), а затем возрастает (D3
0,30%).
Углеводороды в битумоиде отложений
девона составляют 30—40 %, среди
смол преобладают кислые. Доля кислых
смол и асфальтенов увеличивается
вверх по разрезу девона, что обуслов-
лено изменением ОВ от сапропелевого
типа к гумусово-сапропелевому.
В каменноугольных отложениях со-
держание битуминозных компонентов
составляет 0,08—0,10 %, отношение
кислых к нейтральным равно 3. Низкий
битумный коэффициент, равный 2, ха-
рактерен для ОВ сапропелево-гумусово-
го типа. Этот фациально-генетический
тип подтверждается пониженным со-
держанием У В в составе ХБ (18%)
и высоким содержанием кислых смол
и асфальтенов. Изучение ХБ по профи-
лю Сараты — Белолесская — Лиманская
показало максимальное содержание его
в районе Белолесской площади с одно-
временным увеличением в 1,5 раза доли
УВ, что характерно для аллохтонных
проявлений. Аллохтонные битумоиды
отмечены и на Балабановской площади.
Пермско-триасовые отложения Пред-
добруджинского прогиба характеризу-
ются невысокой битуминизацией ОВ.
Сумма битуминозных компонентов не
превышает 0,05 в карбонатных и
0,027 % в терригенно-карбонатных фа-
циях при битумном коэффициенте, рав-
ном единице. В юрских отложениях
суммарное содержание битумоидов в
породах изменяется от 0,020 до 0,17,
среднее значение битумного коэффици-
ента повышается до 6. В составе ней-
трального битумоида сравнительно не-
высокое содержание УВ — 30 и более
30 % асфальтенов.
Как следует из распределения ОВ,
отложения палеозоя в Преддобруджин-
ском прогибе относятся в основном к
нефтегазоматеринским породам невысо-
кого генерационного потенциала, но от-
дельные толщи глинистых и карбонат-
ных пород в разрезе силура и девона
характеризуются более высоким генера-
ционным потенциалом. Генерационный
потенциал каменноугольных и юрских
образований классифицируется как
средний [18], однако территория,
103
Таблица 4. Характеристика ОВ в породах западной части Причерноморско-Северо-Кавказской
нефтегазоносной провинции, %
Порвда Возраст отложе- ний OB ХБ СББ СББ/ХБ Содержание в ОВ/, %
ХБ СББ нов
Аргиллиты S 0,9 0,025 0,084 3,3 3 9 88
Мергели » 0,8 0,008 0,017 2,1 1 2 97
Известняки Известняк органо- » 0,2 0,020 0,032 1,6 10 16 74
генный » 1,2 0,020 0,070 3,5 2 6 92
Аргиллиты Dx 0,5 0,016 0,078 4,9 3 15 82
Известняки » 0,3 0,040 0,042 1,0 13 14 73
Аргиллиты Известняк органо- d2 0,7 0,030 0,095 3,2 4 13 83
генный » 1,3 0,016 0,028 1,8 1 2 97
Доломиты » 0,3 0,017 0,030 1,7 6 10 84
Аргиллиты D3 0,7 0,015 0,051 3,4 2 7 91
Известняки » 0,1 0,018 0,019 1,1 18 19 63
Аргиллиты Cj 1,2 0,029 0,058 2,0 2 5 93
Алевролиты Известняк органо- » 1,0 0,056 0,057 1,0 6 6 88
генный » 1,1 0,071 0,060 0,9 6 5 89
Мергели » 1,5 0,095 0,099 1,0 6 7 87
Аргиллиты p 0,6 0,018 0,037 2,1 3 7 90
Мергели » 0,5 0,014 0,05 0,03 2 1 97
Известняки T 0,3 0,020 0,025 2,2 7 8 85
Мергели » 0,8 0,010 0,026 2,6 1 3 96
Аргиллиты » 0,6 0,031 0,015 2,0 5 3 92
» I 1,2 0,030 0,052 3,1 2 7 91
Алевролити » 0,6 0,021 0,140 7,0 3 23 74
Известняк » 0,5 0,040 0,180 9,0 8 16 76
Аргиллиты 1,1 0,050 0,100 2,0 4 8 88
Мергели » 0,6 0,030 0,080 2,7 5 13 82
Алевролиты » 0,6 0,080 0,060 2,0 5 10 85
Песчаники » 0,2 0,020 0,030 1,5 9 14 77
Гравелиты » 0,2 0,030 0,060 2,0 15 30 55
Известняки K2 0,4 0,030 0,064 2,0 8 16 76
Глины » 0,8 0,031 0,063 2,0 4 6 90
Алевролиты 0,7 0,033 0,062 2,0 4 8 88
Песчаники Известняки глини- » 0,5 0,020 0,070 2,5 4 12 84
стые 0,8 0,010 0,070 7,0 1 9 90
Мергели » 0,9 0,010 0,040 4,0 1 4 95
Известняки » 0,4 0,020 0,060 3,0 5 15 80
Глины ₽2 1,1 0,022 0,061 3,0 2 6 92
Песчаники » 0,2 0,021 0,030 1,5 12 18 70
Мергели » 1,0 0,034 0,083 2,5 3 8 89
Глины ₽3 1,2 0,062 0,164 2,7 5 15 80
Алевролиты » 0,4 0,040 0,060 1.5 10 15 75
благоприятная по термодинамическим
условиям для его реализации, в дан-
ной тектонической зоне весьма ограни-
чена.
Распределение ОВ в глинистых по-
родах миоцена, палеогена, мела и юры
в Каркинитско-Северо-Крымском и Ин-
доло-Кубанском прогибах близкое и в
палеогене составляет в среднем 1, мелу
и юре 0,8 %. При переходе к песчано-
алевритистым разностям содержание
ОВ в отложениях Майкопа снижается
вдвое, в эоцене — в пять и в нижнем
мелу и средней юре — более чем в три
раза.
В карбонатных породах содержание
104
ОВ выше, чем в песчаниках, но мень-
ше, чем в глинах и аргиллитах, и со-
ставляет 0,2—1,0 %. Самые богатые ОВ
мергели среднего и нижнего палеогена
(0,8—1,0%). Среднее распределение
ОВ по литологическим разностям и
стратиграфическому разрезу приведено
в табл. 4.
В меловых отложениях обогащение
ОВ отмечается в области сочленения
Каркинитско-Северо-Крымского проги-
ба и Центрально-Крымского поднятия.
В Индоло-Кубанском прогибе содержа-
ние ОВ в отложениях мела и палеоге-
на выше, чем в Каркинитско-Северо-
Крымском.
Таблица 5. Типы масел сингенетичного ОВ и зоны их распространения по разрезу отложении
Возраст отложе- ний Типы ОВ Этап катагенеза Геохимические условия Степень восста- новленности ОВ Отношение ме- тано-нафтено- вых УВ к арома- тическим Тип масел (см. список услов- ных сокраще- ний)
+ СО ф fo + сч ф & & В и ь & о и В в ф &
^3 Сапропелево-гумусовый MKi — мк2 0,06 3,40 0,10 0,01 3,3 7,0 МН
-₽2 » » мк2 0,03 0,5 0,2 0,6 4,0 1,3 АНМ
-₽1 » » 0,3 1,2 0,06 0,2 5,1 4,5 НМ
Ко » » мк2 — мк3 0 0,3 0,1 0,3 7,0 4,9 нм
Ki Сапропелево-гумусовый мкх — мк3 0,02 1,2 0,5 0,6 4,0 4,1 нм
К1 » » мк2 — мк4 0,13 3,5 0,1 0,1 3,7 2,1 АНМ
Количество битумоидов в глинистых
породах составляет 0,08—0,13, в песча-
но-алевритистых 0,05—0,16, карбонат-
ных 0,07—0,13 %. Причем, раннемело-
вые глинистые породы богаче битумои-
дами, чем другие отложения рассматри-
ваемого разреза (табл. 4).
Среди битуминозных веществ преоб-
ладают кислые компоненты. Соотноше-
ние СББ/ХБ изменяется в пределах
1,5—3,0. В отложениях палеогена по-
вышенным отношением кислых компо-
нентов к нейтральным характеризуются
известняки (К-7); песчаники Майкопа
по сравнению с глинами более обога-
щены нейтральными компонентами.
В отложениях верхнего мела наиболее
низким отношением кислых компонен-
тов к нейтральным характеризуются
глинистые породы. Этот коэффициент
при переходе от глин к алевролитам и
песчаникам повышается от 1,7 до 2,5.
В отложениях мела отмечается обрат-
ная закономерность — по сравнению с
глинистыми породами песчаники более
обогащены ХБ. Следовательно, по раз-
резу отложений Крыма и прилегающих
территорий в распределении битумо-
идов отмечаются основная и вторичная
зависимости от фациальной приурочен-
ности:
1. Отношение кислых битумоидов
к нейтральным в песчаниках выше, чем
в глинистых породах,— зависимость ос-
новная, т. е. каталитическая активность
глин выше, чем песчаников.
2. Отношение кислых компонентов
к нейтральным в глинистых и карбо-
натных породах выше, чем в песчани-
ках,— зависимость вторичная, обуслов-
ленная переходом подвижных восста-
новительных компонентов из глинистых
пород в песчанистые. Основная зависи-
мость превалирует в палеогене, вторич-
ная — в мелу (Ki) и юре.
Степень битуминизации ОВ в отло-
жениях региона составляет 8—30 %.
Максимальной битуминизацией харак-
теризуются ОВ песчаников среднего па-
леогена и мела, в которых оно подер-
жится в небольших количествах (менее
0,4 %) • Обратная зависимость степени
битуминизации отмечается в отложени-
ях палеогена и юры.
Содержание УВ в хлороформном би-
тумоиде колеблется от 20 до 70 %.
Максимальными содержаниями харак-
теризуются битумоиды из глинистых
пород нижнего мела на глубине около
4,5 км, вверх по разрезу оно снижается
до 50 %. Также вверх по разрезу сни-
жаются содержания УВ и увеличива-
ются — смолисто-асфальтеновых компо-
нентов. Юрские отложения характери-
зуются невысоким содержанием масел.
Таким образом, от миоцена к палеоге-
ну и мелу восстановленность ХБ уве-
личивается, а в отложениях юры умень-
шается. Основным компонентом фрак-
ции масел являются метано-нафтено-
вые УВ. Содержание ароматических в
три — пять раз меньше, чем метано-
нафтеновых.
В табл. 5 приводится соотношение
метано-нафтеновых УВ в масляной час-
ти ОВ в зависимости от геохимических
условий, типа ОВ и степени катагенеза.
Наиболее низкое содержание аромати-
ческих УВ определено в маслах ОВ
майкопских отложений в зоне преобла-
дания восстановительной обстановки за
счет преобразования сапропелево-гуму-
сового материала на этапе раннего ме-
зокатагенеза (MKi — МК2). При пере-
ходе к отложениям среднего палеогена
предельные содержания УВ уменьша-
ются с изменением типа от МН к АМН.
В меловых отложениях масляная фрак-
ция ОВ представлена нафтено-метано-
вым типом, который в отложениях юры
105
Таблица 6. Характеристика углеводородов ОВ отложений Причерноморско-Крымской
газонефтеносной области
i Метано-нафтеновые УВ Ароматические У В
т отлоя S Показатель преломления п20 nD о. Структурно-групповой Ф •a S р. Структурно-групповой
Содержав i в ОВ, % к g 58 состав Содержав в ОВ, % | g Молекуля ная масса зостат
03 со <5 О S CQ х Молек] ная ма нэ % иЭ % и и и и S3 X S| Igso ЙИ С VO % В о < о С с и
-₽3 1,02 1,4737 262 52 48 10 9 1,8 0,14 1,5519 236 62 38 10 8 1,8
•₽2 0,43 1,4653 397 25 75 6 22 1,0 0,33 1,4803 340 22 78 6 18 1,0
Ко 3,51 1,4634 400 20 80 6 22 1,0 0,77 1,4841 360 20 80 6 20 1,0
К1 1,60 1,4630 387 22 78 6 21 1,1 0,52 1,4911 350 28 78 7 18 1,2
I 1,06 1,4528 342 10 90 3 22 0,4 0,51 1,4837 305 26 74 6 16 1,0
изменяется до АМН. Следовательно, на-
иболее восстановленные структуры УВ
связаны с этапами MKi — МКз преоб-
разования ОВ, восстановительными
условиями среды и преобладанием са-
пропелевого материала. Пониженное ко-
личество ароматических УВ в отложе-
ниях Майкопа при низком содержании
асфальтенов, с одной стороны, и нали-
чие гумусового ОВ, с другой, объясняет-
ся примесью аллохтонных битумоидов.
По структурно-групповому составу
битумоидов Ах л (табл. 6, рис. 67) в
разрезе от миоцена до средней юры от-
ложения Майкопа и нижнего мела отли-
чаются направленностью степени вос-
становленности ОВ (0ХЛ М) и
повышенной цикличностью УВ. Следу-
ет отметить, что углеводороды ОВ ис-
следуемой территории по сравнению с
другими нефтегазоносными регионами
Украины характеризуются невысокой
цикличностью (=1,0) и пониженной
величиной молекул (Сго-гв)- н-Парафи-
ны в масляной фракции ОВ составляют
2—6 %. Они представлены непрерыв-
ным рядом соединений от С15 до С35.
Отношение нечетных атомов УВ к чет-
ным от миоцена к юре изменяется в
пределах 0,33—1,03. Отложения Майко-
па обеднены н-парафинами. В ХБ по-
нижено содержание асфальтеновых
кислот и асфальтенов при преоблада-
нии нейтральных смол над кислыми.
В свете современных представлений
о нефтематеринских свитах рассмотре-
ны отложения от юры до миоцена.
В юрский период в условиях морского
бассейна в прибрежной части (БеПир/
СОрг = 0,10—0,15) отлагались песчано-
глинистые и глинисто-карбонатные по-
роды. По содержанию ОВ (0,6—0,8 %)
они рассматриваются как благоприят-
ные для генерации УВ, преобразование
которых происходило в слабовосстано-
вительной среде (Fe2+>Fe3+>Fennp).
Степень битуминизации ОВ и обога-
щенность подвижными компонентами
в отложениях юры выше у аргиллитов,
чем в песчано-алевритистых породах,
что является отрицательным показате-
лем массовой отдачи УВ и перехода
их из материнских пород в коллектор
на территории восточного погружения
Крыма. В компонентном составе ХБ со-
держание масел ниже по сравнению с
таковым из отложений нижнего мела,
вероятно, за счет менее восстановитель-
ных условий превращения ОВ. Низкая
цикличность МН У В объясняется более
высокой степенью катагенеза ОВ как в
глинистых, так и в песчано-алевритис-
тых породах. Снижение среднего числа
колец в молекуле с 0,4 до 0,2 при пере-
ходе от аргиллитов к песчаникам в па-
рафино-нафтеновой фракции масел ука-
зывает на миграцию части подвиж-
ных УВ из глинистых пород в песча-
нистые.
В раннемеловую эпоху в неокоме
были широко развиты песчано-конгло-
мератовые осадки полуконтинентально-
го типа; поздня трансгрессия захватила
полностью Тарханкутский и Керчен-
ский полуострова. Осадки в Каркинит-
ско-Северо-Крымском прогибе и на тер-
ритории Индоло-Кубанского прогиба
накапливались в условиях морского
бассейна в батиальной области
(Бепир/Сорг 0,5—0,7). Преобразование
ОВ происходило в условиях восстанови-
тельной среды (Fe2+> Репир > Fe3+). По
содержанию ОВ карбонатно-глинистые
породы могут рассматриваться как бла-
гоприятные для их генерации. Отдача
УВ карбонатно-глинистыми породами
нижнего мела подтверждается умень-
шением степени восстановленности ОВ,
повышением содержания ароматичес-
106
Рис. 67. Групповой состав ХБ пород:
« — глинистых, б — песчанистых, в — карбонатных
из отложений Майкопа, площади: 1 — Таврийская,
2— Селезневская; из отложений эоцена, площади;
3 — Селезневская, 4—7 — Стрелковая, 8 — Голи-
цынская; палеоцен: 9, 10 — Стрелковая; верхний
мел: 11—12 — Джанкойская, 13 — Меловая, 14—
Стрелковая, 15 — Родниковская, 16 — Барановская;
нижний мел: 17, 18 — Меловая, 19 — Джанкойская,
20— Глебовская, 21, 22— Северо-Серебрянская;
юра: 23—25 — Планерская, 26 — Мысовая; площадь
Саратская, из отложений, 27 — нижнего карбона,
28 — среднего, 29 — нижнего девона, 30 — силура
(составила Е. Ф. Шевченко)
ких в его масляной фракпии с увеличе-
нием цикличности УВ.
Накопление осадков верхнего мела
происходило в мелководной части мор-
ского бассейна. Отношение ЕеПир/СОрг
для глинисто-песчанистых пород состав-
ляет 0,1, что соответствует неритовой
области, а для карбонатных оно равно
0,3, т. е. захватывает батиальную об-
ласть. Отложения верхнего мела пред-
ставлены известняками и только в ниж-
ней части, в сеноманском ярусе, встре-
чаются глины, алевролиты и песчаники.
В. И. Высоцкий в качестве нефтемате-
ринских выделяет глины альбского яру-
са, а в качестве газоматеринских —
майкопского [19]. Химико-битуминоло-
гическими исследованиями подтвержде-
на область питания, находящаяся в по-
груженной части Каркинитско-Северо-
Крымского и Индоло-Кубанского про-
гибов.
На основании комплексного анализа
тектоники, истории геологического раз-
вития и факторов нефтеобразования
Г. Н. Доленко с сотрудниками в Юж-
ном регионе выделяет две зоны нефте-
газонакопления — Северо-Крымскую п
Индольскую. Форма и размеры залежей
нефти и газа контролируются характе-
ром строения ловушек, литолого-фаци-
альными особенностями коллекторов и
покрышек. Основные типы залежей —
пластовые сводовые, пластовые текто-
нически и литологически закрытые
[30, 31].
По данным А. Т. Богайца, В. А. Гор-
диевича и других исследователей, фор-
мирование газовых и нефтяных зале-
жей Тарханкутского п-ова происходило
в условиях движения пластовых вод с
северо-запада на юго-восток. Наиболее
погруженная западная часть Каркинит-
ско-Северо-Крымского прогиба, распо-
ложенная в Черном море, рассматрива-
ется как главная область питания угле-
водородами [11],
А. С. Тердовидов и др. считают, что
основные зоны нефтегазонакопления
связаны с областью развития элизион-
ных водонапорных систем в депресси-
онных зонах в Каркинитско-Северо-
Крымском и Индоло-Кубанском проги-
бах [76]. Границы зоны накопления УВ
в нижнемеловом и палеогеновом этажах
в пределах развития элизионных си-
стем не совпадают. В пределах погру-
женных участков Каркинитско-Северо-
Крымского и Индоло-Кубанского про-
гибов при температурах 100—220 °C
формировались газовые месторождения,
содержащие значительные количества
тяжелых УВ. По мере продвижения к
участкам прогибов с понижением тем-
пературы и давления образовывались
газоконденсатные и нефтяные место-
рождения.
В рассматриваемом регионе выделя-
ется несколько циклов нефтегазообра-
зования. Проявление ГФН по измене-
нию группового состава изучено нами
для меловых и палеогеновых отложе-
ний. Из-за малого количества данных
невозможно провести подобное исследо-
вание для других комплексов.
В терригенно-карбонатных породах
нижнего мела максимальное содержа-
107
-у.е. п™
^300
1,50- 3
§300
100 - /,54 - /
Рис. 68. Параметры физико-химических
свойств УВ:
I — МН, II — А; а — исходных, б — остаточных —
после эмиграции (составила Е. Ф. Шевченко)
ние подвижных углеводородных компо-
нентов в ОВ приурочено к глубинам
2,5—3,5 км. Для уточнения глубинной
зональности нефтегазообразования в от-
ложениях раннемелового времени на-
ми использовались физико-химические
свойства компонентов ОВ. Изменения
количества ХБ с глубиной, УВ, а также
элементного состава последних подтвер-
ждают указанный интервал глубин. На
рис. 68 приведено изменение физико-
химических свойств углеводородов орга-
нического вещества после массовой эми-
грации.
В карбонатных породах верхнемело-
вого структурного комплекса ГФН пе-
ремещается в область более высоких
температур и давлений.
ОВ карбонатных отложений генери-
рует УВ в более жестких условиях по
сравнению с терригенными. По измене-
нию группового состава ОВ главная
фаза нефтеобразования в терригенных
отложениях Майкопа выявлена на мень-
шей глубине, чем таковая в карбонат-
ных породах мелового периода.
Общее проявление ГФН в нефтегазо-
носных отложениях установлено на глу-
бинах 2000—4000 м. К началу регио-
нальной миграции породы юрского ком-
плекса были погружены на глубины
3000—5000 в Каркинитско-Северо-
Крымском прогибе и более 5000 м —
в Индоло-Кубанском. По степени ката-
генеза ОВ мигрирующий поток УВ из
центральной части Каркинитско-Севе-
ро-Крымского прогиба мог представ-
лять собой газоконденсатную и газо-
нефтяную смесь, а из Индоло-Кубан-
ского прогиба — газовую.
Меловой цикл нефтегазообразования
разделяется на два подцикла: раннеме-
ловой и позднемеловой.
В раннемеловом основными генери-
рующими толщами были карбонатно-
терригенные отложения апт-альбского
возраста; нефтегазосборные площади
находились в Каркинитско-Северо-
Крымском и Индоло-Кубанском проги-
бах. Региональная миграция УВ связи- |
вается с альпийской складчатостью.
К началу миоцена глубина погружения
генераторов раннемелового подцикла
составляла в Каркинитско-Северо-
Крымском прогибе 2000—4000, в Индо-
ло-Кубанском >5000 м. Мигрирующие
УВ в первом представляли собой лег-
кую нефть, во втором — газоконденсат.
В позднемеловом подцикле генерато-
рами могли быть карбонатные породы,
обогащенные глинистым материалом
сеноманского, кампанского, маастрихт-
ского ярусов в наиболее погруженной
части Каркинитско-Северо-Крымского
прогиба, так как глубина их погруже-
ния к началу региональной миграции
составляла 1550—3000 м. Следователь-
но, генерирующий поток УВ из верх-
них горизонтов представлял собой газо-
вую смесь, из нижних — нефтегазовую.
В Индоло-Кубанском прогибе генери-
рующие толщи этого цикла были по-
гружены на глубины 2000—5000 м и
миграционный поток УВ представлял
собой нефтяную смесь.
Палеогеновый цикл нефтегазообразо-
вания в Южно-Украинском нефтегазо-
носном регионе проявился в Индоло-
Кубанском прогибе. На основании гео-
логических материалов здесь возможны
два подцикла: эоценовый и майкопский.
Глубина погружения генерирующих
толщ в этой нефтегазосборной площади
палеогенового цикла во время регио-
нальной миграции доходила до 4500 м,
и мигрирующий поток УВ представлял
собой нефтегазовую смесь.
По данным геохимических исследо-
ваний, режим бассейна в эоценовый пе-
риод был неустойчивым. Песчанистые
породы накапливались в континенталь-
но-лагунных условиях, Fennp/Copr было
меньше 0,1, глинистые осадки накапли-
вались в условиях мелкого, а карбонат-
ные — в условиях глубокого бассейна.
Вместе с режимом бассейна изменялась
органическая жизнь. Содержание ОВ
в отложениях эоцена изменяется от де-
108
Таблица 7. Характеристика генетических групп углеводородных флюидов
Показатель Период
Юрский Меловой Палеогеновый
к, к2
Условия седиментогенеза 0,1 0,6 0,3 0,01
Гепир/Сорг Фракция Терригенная Карбонатно-тер- ригенная Карбонатная Терригенная
Этап катагенеза ОВ МК4 — МК3 МК3 — МК2 мк2 MKj
Газовая фракция УВ
ТУ/СН4 0,1 0,5 0,2 0,2
Максимально ТУ с3 с2 с2 С2
н-Бутан/изобутан 0,6 2,5 2,0
Фракция, выкипающая в интервале температур 50—200 °C
«-Алканы, % во фракции 30 13 15 20
Изоалкан/«-алкан 2 1 2 14
М/Н 2,2 1,9 1,1 0,5
А/Н 1,0 0,3 0,6 3,0
Фракция, выкипающая в интервале температур 200—350 °C
«-Алканы, % во фракции 20 16 20 2
Изоалкан/н-алкан 2 1 2 14
М/Н 2,2 1,9 1,1 0,5
А/Н 1,0 0,3 0,6 3,0
Фракция, выкипающая при температуре более 350 °C
и-Алканы, % во фракции — 25 14 нет
Изоалкан/«-алкан — и 1,6 2,0
М/Н 5,0 0,8 0,8 0,6
А/Н 1,7 0,4 0,8 1,0
МЦА/ПЦА * — 1,0 1,8 3,0
• Моноциклические ароматические УВ
Полициклические ароматические У В
сятых долей до 2,5 %, среднее содержа-
ние в карбонатно-глинистых породах
достигало 1,0 %. Однако низкая биту-
минизация ОВ и состав масляной фрак-
ции битумоида Ахл не дает возможно-
сти отнести эти отложения к высокой
категории генерирующих толщ.
Майкопские отложения представлены
главным образом глинами с небольши-
ми пропластками алевролитов и пес-
ков. Они накапливались в неритовой
области морского бассейна, ЕПир/СОрг
равнялось 0,1. Содержание ОВ в отло-
жениях составляет 0,5—1,0 %. Его пре-
образование осуществлялось в восста-
новительной среде. Групповой состав
битумоида характеризуется повышен-
ной степенью цикличности как МН, так
и ароматических УВ за счет миграции
подвижных компонентов преимущест-
венно метановой группы.
В 'соответствии с условиями накоп-
ления и преобразования ОВ выделяют-
ся такие генетические группы углево-
дородных флюидов:
1. Газоконденсат сапропелево-гумусо-
вого основания. Характеризуется ано-
мально-высоким содержанием в-алка-
нов в бензиновой части и повышенной
долей аренов во всех фракциях (опре-
делен на Западно-Октябрьской струк-
туре в отложениях нижнего мела).
2. Газоконденсат и легкая нефть ран-
немелового периода сапропелевого
основания. Им свойственно малое коли-
чество н-алканов во фракции при t 50—
250 °C и аренов в высокомолекулярной
части со значительной долей полици-
клических соединений.
3. Газоконденсат и легкая нефть
позднемелового периода сапропелевого
основания. Они содержат меньше цик-
лических структур в бензиновой части.
4. Средняя нефть сапропелево-гуму-
сового основания палеогенового перио-
да. Содержит большое количество аро-
матических соединений, среди которых
преобладают моноциклические. В груп-
повом составе УВ преобладают поли-
метиленовые соединения (табл. 7).
109
ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
УГЛЕВОДОРОДОВ
Условия формирования углеводородных
залежей определяются рядом факторов.
К главным относятся литогенез осадоч-
ных образований с содержащейся в них
органикой, гидродинамика подземных
вод, термобарические условия, генера-
ция УВ и их изменение на путях ми-
грации, наличие коллекторов и пород
флюидоупоров. Исходя из этого наибо-
лее благоприятными регионами нефте-
газообразования и формирования зале-
жей УВ являются крупные депрессион-
ные участки, выполненные осадочными
образованиями.
На Юге Украины в пределах запад-
ной части Причерноморско-Северо-Кав-
казской нефтегазоносной провинции
выделяются три крупные отрицатель-
ные структуры, выполненные мощными
толщами осадочных образований. Пер-
вая — зацадная часть Индоло-Кубан-
ской нефтегазоносной области в преде-
лах Керченского п-ова и прилегающие
территории Черного и Азовского морей.
Вторая — депрессионный район с про-
мышленными скоплениями УВ — охва-
тывает Каркинитско-Северо-Крымский
прогиб и отделена от первого Азовским
валом. Третья наследует Преддобруд-
жинский палеозойский прогиб, извест-
ный также под названием Молдавского
грабена.
Районы нефтегазоносности Юга
Украины характеризуются неодинако-
выми мощностями осадочных образова-
ний, временем образования прогибов ц
термобарическими условиями формиро-
вания залежей УВ.
Промышленные скопления УВ уста-
новлены в этих районах в отложениях
девона, нижнего и верхнего мела, па-
леогена и миоцена. Отложения девона
продуктивны в Преддобруджинском
прогибе, меловые и палеогеновые с про-
мышленными залежами УВ развиты
в пределах Каркинитско-Северо-Крым-
ского прогиба. В Индоло-Кубанском
прогибе в пределах Керченского п-ова
залежи нефти, газоконденсата и газа
связаны с отложениями мела, палеоге-
на и неогена.
Причерноморско-Крымская газонеф-
теносная область со средней мощ-
ностью осадочных образований до 10 км
принадлежит ко второму классу (кате-
гории) нефтегазоносных регионов, а
Индоло-Кубанская — к первому с мощ-
110
ностью осадочных образований более
10 км [47]. В связи с различной мощ-
ностью и возрастом осадочных образо-
ваний они отличаются друг от друга
термобарическими и геохимическими
условиями, а также распределением ОВ
и залежей УВ в породах.
В Преддобруджинском прогибе газо-
генерирующими являются отдельные
толщи девонских и каменноугольных
отложений с содержанием Сорг до 4,2 %.
В значительных количествах отмечает-
ся также ОВ в нижележащих силурий-
ских и верхнепротерозойско-ни^кнекем-
брийских породах, в которых концент-
рация СОрг равна соответственно 0,27—
0,40 и 0,04-0,65 % [68].
Судя по температурным условиям и
физическим параметрам пород, в цент-
ральной части депрессии значительные
мощности палеозойских и более древ-
них пород находятся на этапе позднего
катагенеза и раннего метагенеза, а со-
держащееся в них ОВ может только
генерировать углеводородный газ. В бо-
лее приподнятых периферийных участ-
ках прогиба, где преобразование этих
пород, видимо, находится на этапе ран-
него катагенеза, могут сохраниться
сформированные ранее залежи нефти
или газоконденсата (Саратская пло-
щадь) .
В вышележащих пермо-триасовых
отложениях, частично размытых в
предъюрское время, концентрация ОВ
небольшая и составляет около 0,3 %.
Количество захороненного ОВ повыша-
ется от 0,2 до 1,3 в глинистых мелко-
водных морских отложениях нижней
юры, в алевролитах его содержание
уменьшается до 0,3—0,6 и в песчани-
ках и известняках до 0,2—0,3 %.
Концентрация ОВ повышается в кар-
бонатно-терригенной толще келловея
верхней юры (от 0,1 до 0,7 %) и в кар-
бонатных породах Оксфорда (от 0,1 до
0,4 %), а уменьшается в отложениях
киммеридж-титона (до 0,1 %).
В Каркинитско-Северо-Крымском и
Индоло-Кубанском прогибах ОВ юр-
ских отложений изучено недостаточно.
Породы содержат небольшое количе-
ство битумных веществ, состоящих из
асфальтенов (21%), смол (43%) и
масел (36 °/о) •
Достаточные количества (0,2—1,9 %)
для нефтегазообразования ОВ сапропе-
левого типа лишь в терригенных отло-
жениях нижнего мела. Максимальное
количество подвижных углеводородных
компонентов в ОВ приурочено к глуби-
нам 2500—3500 м.
Известняки верхнего мела характери-
зуются низким (менее 0,6 %) содержа-
нием захороненной органики, поэтому
в процессах нефтегазообразования их
роль не существенна. Осадконакопле-
ние в верхнем мелу происходило в мел-
ководной части морского бассейна.
Повышение концентраций сапропеле-
вого ОВ (0,75—1,65 %) установлено
лишь в верхах отложений верхнего
мела — палеоцена в пределах Тархан-
кутского п-ова. В восточном направле-
нии концентрации его уменьшаются и
на большей части территории Карки-
нитско-Северо-Крымского прогиба со-
ставляют менее 0,25 %.
В породах эоцена содержание захо-
роненного ОВ невысокое — 0,14—
0,71 %, но вверх по разрезу оно замет-
но увеличивается. В отложениях кум-
ского горизонта верхнего эоцена оно
достигает уже 1,59—3,84 %. Осадкона-
копление пород эоцена происходило в
бассейне с неустойчивым режимом.
Песчанистые отложения накапливались
в континентально-лагунных условиях
(КеПир/СОрг<0,1), глинистые осадочные
образования — в условиях мелкого бас-
сейна, а карбонатные — в условиях
глубокого. Среднее содержание ОВ в
породах составляет 1,0 при крайних
значениях 0,14 и 3,8 %.
Вышележащие отложения майкоп-
ской свиты представлены глинами с
небольшими пропластками алевролитов
и песков. Накопление отложений свиты
происходило в прибрежной (неритовой)
области морского бассейна. Содержание
ОВ в породах составляет 0,5—1,0 при
максимальных значениях до 1,95 %.
Преобразование органики происходило
в восстановительной среде (ЕепиР/Сорг =
= 0,1). Групповой состав битумоида
сапропелево-гумусового ОВ характери-
зуется повышенной степенью циклич-
ности как метано-нафтеновых, так и
ароматических УВ.
В разрезе осадочных образований
нефтегазоносных областей Юга Украи-
ны генерация УВ в отложениях силура,
девона и карбона происходила в не-
больших количествах, а в отложениях
юры, нижнего и верхнего мела, палео-
гена и неогена в гораздо больших.
Основной особенностью осадочных
образований в пределах Каркинитско-
Северо-Крымского и Индоло-Кубанско-
го прогибов является приуроченность
пород с максимальным количеством ОВ
к определенному комплексу таких об-
разований и их различная степень пре-
образования, т. е. горизонты с повы-
шенным содержанием ОВ находятся на
этапе как раннего, так и позднего ка-
тагенеза. Таким образом, в регионе
имеются необходимые условия для ге-
нерации газа высокого давления в отло-
жениях позднего катагенеза, а также
для образования нефти и формирования
залежей УВ в осадочных образованиях
раннего катагенеза, обладающих высо-
кими емкостно-фильтрационными свой-
ствами.
Наряду с различиями имеются неко-
торые общие закономерности в распро-
странении залежей УВ и изменений их
состава по площади и разрезу в зави-
симости от давления и температуры.
В направлении снижения пластовой
температуры и давления в пределах
Тарханкутского п-ова и территории
Черного моря газонасыщенность плас-
товых вод уменьшается, а в водораство-
ренных и свободных углеводородных
газах увеличивается содержание мета-
на. В зонах повышенного давления как
по площади, так и с глубиной по раз-
резу увеличивается газонасыщенность
подземных вод: для вод в отложениях
мела и протерозоя Голицынской площа-
ди она составляет 3,97—4,77, для вод
альбского яруса нижнего мела Октябрь-
ской площади 1,686—2,517 и для пале-
оценовых и эоценовых подземных вод
Бакальской площади 1,835 м3/м3.
Минимальное содержание метана в
газах приходится на Октябрьскую и
Меловую площади (рйс. 69). Количе-
ство метана резко увеличивается к се-
веру и северо-востоку (до 93 %) в пре-
делах Задорненской структуры, в то
время как содержание тяжелых УВ
увеличивается в противоположном на-
правлении от менее 4 % на Джанкой-
ской, Морской, Северо-Керченской и
Задорненской площадях до 8,7 и 26,5 %
на Голицынском и Октябрьском место-
рождениях [45, 74].
В пределах месторождений при вер-
тикальной миграции водорастворенного
газа и формировании залежей при раз-
грузке АВПД и в связи с уменьшени-
ем степени преобразования захоронен-
ного ОВ в породах, как это имело мес-
то на Голицынском месторождении, от-
мечается значительное уменьшение
гомологов метана с 8,7 % (инт. 2254—
2285 м) при пластовом давлении
111
Рис. 69. Содержание метана в газе в отложе-
ниях мезо-кайнозоя (составил Р. М. Новоси-
лецкий, 1975 г.).
1 — в числителе — содержание метана в газе, %,
в знаменателе — номер площади (1 — Голицын-
скан, 2 — Оленевская, 3 — Меловая, 4 — Черномор-
ская, 5 — Краснополянская, 6 — Западно-Октябрь-
ская, 7 — Октябрьская, 8 — Крыловская, 9 — Гле-
бовская, 10 — Задорненская, 11 — Бакальская, 12 —
Орловская, 13 — Березанская, 14 — Елизаветовская,
15— Евпаторийская, 16— Новоселовская, 17—
Красноперекопская, 18 — Джанкойская, 19 — Най-
деновская, 20 — Мельничная, 21 — Планерская,
22 — Феодосийская, 23 — Мошкаревская, 24 —
Приозерная, 25 — Белокаменская, 26 — Фонтанов-
ская, 27 — Северо-Керченская, 28 — Стрелковая,
29 — Приазовская, 30 — Морская); 2 — изолинии
содержания метана в газе, %; 3 — площади, 4 —
Горный Крым
34,5 МПа до нуля при гидростатичес-
ком давлении (инт. 400—425 м).
На основании изучения изменений
пластовых давлений и температуры, а
также состава углеводородных газов
установлено, что со стороны цент-
ральной части Тарханкутского п-ова
(Октябрьская, Глебовская, Меловая и
другие площади), Черного моря (Голи-
цынская площадь) и центральной части
Керченского п-ова (Фонтановская и
другие площади), где установлены
АВПД, в результате латеральной ми-
грации по неглубоким проницаемым
горизонтам в водорастворенном состоя-
нии поступает углеводородный газ, ко-
торый при падении давления частично
выделяется из подземных вод и запол-
няет ловушки. При этом на путях миг-
рации углеводородного газа в водорас-
творенном состоянии в его составе
уменьшаются гомологи метана в ре-
112
зультате адсорбции их породами с за-
хороненной органикой. Однако на путях
миграции углеводородных флюидов, в
том числе и газа в свободном однофаз^
ном состоянии, происходит дополни-
тельное обогащение углеводородных
систем более тяжелыми УВ и другими
углеводородсодержащими гетерогенны-
ми соединениями газоконденсата и
нефти, что хорошо прослеживается по
изменению плотности нефти и газокон-
денсата в залежах Октябрьского, За-
падно-Октябрьского и Глебовского мес-
торождений [45].
В Индоло-Кубанском прогибе в пре-
делах Керченского п-ова и примыкаю-
щих к нему частей Азовского и Черно-
го морей с целью изучения энергетичес-
ких предпосылок как для вертикальной
и латеральной миграции флюидов, так
и для определения условий формирова-
ния залежей УВ определены приведен-
ные температуры и давления подзем-
ных вод на абсолютных отметках 1000,
4000, 4500 и 5000 м.
На абсолютной отметке 4000 м плас-
товое давление на Керченском п-ове
изменяется от 64 до 84 МПа, а на от-
метке 5000 м оно колеблется от 74 до
НО МПа. Пластовая температура на
этих отметках изменяется от 150 до 160
и от 160 до 200 °C (рис. 70).
Максимальные давления на абсолют-
ных отметках 4000 м зафиксированы на
Слюсаревской и Марьевской площа-
Дях — соответственно 82 и 78 МПа. По
направлению к Вулкановской и Крас-
нопольской площадям оно уменьшается
до 56—58 МПа. В меньшей мере отме-
чается понижение давления в северо-
западном и юго-восточном направлени-
ях, где на этой отметке оно составляет
65 МПа (Южно-Сивашская и Корень-
ковская площади).
Максимальные значения температу-
ры на отметках минус 4000 м установ-
лены в пределах Слюсаревской и Гор-
ностаевской площадей: соответственно
160 и 166 °C. Зона высоких значений
пластовой температуры протягивается
вдоль центральной части полуострова,
причем некоторое ее увеличение про-
слеживается в восточном направлении.
К северу и югу температура понижает-
ся на 12—22 °C. Аналогичное распреде-
ление давления и температуры на от-
метках минус 4500 и минус 5000 м.
К северо-западу и юго-востоку в на-
правлении Южно-Сивашской и Корень-
ковской площадей отмечается постепен-
йое понижение давления до 75—78 МПа
на отметке минус 5000 м. Гидродина-
мический градиент давления, исходя из
имеющихся данных, составляет 0,6—
1,6 МПа/км.
Таким образом, в пределах Керчен-
ского п-ова в глубоких горизонтах мела
и юры выделяются два максимума дав-
лений: один связан со Слюсаревской и
Мошкаревской площадями, другой — с
Марьевской. Выделенные аномалии
приурочены к структурам, по которым
прослеживаются локальные крупные
разрывы. Для региона в целом харак-
терно закономерное увеличение с глу-
биной АВПД над гидростатическим, что
указывает на поступление флюидов с
высокой пластовой энергией из более
глубоких горизонтов осадочных образо-
ваний по нарушениям и глубоким раз-
ломам.
Приведенные данные свидетельству-
ют о существовании связи между плас-
товыми давлениями и температурой.
К участкам повышенных давлений при-
урочены повышенные температурные
аномалии, возникшие за счет конвек-
тивного переноса тепла глубинными
флюидами.
Эмиграция подземных вод из глубо-
ких горизонтов способствует формиро-
ванию залежей УВ. В пределах Керчен-
ского п-ова и прилегающих территорий
Азовского и Черного морей залежи
нефти, газоконденсата и газа установ-
Рис. 70. Зависимость средних значений пла-
стового давления, температуры, пористости и
газосодержания пластовых вод от глубины
залегания отложений Керченского п-ова (со-
ставил Р. М. Новосилецкий, 1981 г.).
лены в осадочных образованиях на глу-
бинах до 3500 м. Из нижнемеловых и
юрских пород получены только притоки
подземных вод с водорастворенным
углеводородным газом. Основными кол-
лекторами углеводородных флюидов и
подземных вод являются алевролиты,
алевриты и песчаники, а также извест-
няки и мергели.
Фильтрационные и емкостные свой-
ства песчаных коллекторов в зоне
АВПД до глубин 3500 м (ранний ката-
генез) по маркам углей Б, Д, Г доста-
точно высокие и в отдельных случаях
достигают соответственно 91 • 10-3 мкм2
и 26 % (Южно-Сивашская площадь).
Однако в интервале 3500—5000 м при
температурах 140—190 °C, что отвечает
преобразованию пород в условиях позд-
него катагенеза (марки углей Ж, К,
ОС, Т), пористость и проницаемость
песчаных разностей осадочных образо-
ваний заметно уменьшается. Порис-
тость песчаных пород юры колеблется
от 1,7 до 8,6, а палеогеновых от 2,5 до
10,0 °/о (Фонтановская и Горностаев-
ская площади); проницаемость верхне-
меловых известняков и мергелей изме-
няется от 0,2 до 90,9 • 10~3 мкм2. Филь-
трационные свойства пород на этих
глубинах обусловлены трещиновато-
стью. При испытании отложений позд-
него катагенеза получены притоки вод
с дебитом от 3,9 до 1507 м3/сут (Куй-
бышевская и Мошкаревская площади)'
и газа с дебитом от 1,5 тыс. до 13 тыс.
8 5—1634
113
м3/сут (Мошкаревская площадь). Зна-
чительные притоки подземных вод с
газом получены на Фонтановской и
Слюсаревской площадях из палеогено-
вых песчанистых горизонтов с повы-
шенной трещиноватостью зоны разло-
мов. Скважина фонтанировала водой с
дебитом 540 м3/сут при устьевом дав-
лении 22,6—35,6 МПа.
В настоящее время нет достаточной
информации о газонасыщенности под-
земных вод зоны АВПД, приуроченной
к породам позднего катагенеза, выде-
ляемых в главную фазу газообразова-
ния [44]; исключение составляют ис-
следования единичных глубинных проб
подземных вод. На Голицынском место-
рождении в зоне АВПД количество во-
дорастворенного газа в водоносных го-
ризонтах нижнего палеоцена — проте-
розоя в интервале 2140—3840 м изме-
няется от 3,97 до 4,77 м3/м3. Газонасы-
щенность пластовых вод скв. 10 Фон-
тановской площади (инт. 3780—3875 м)
равна 5,15 м3/м3.
Результаты опробования и замеры
дебитов воды и газа в единичных сква-
жинах, вскрывших отложения позднего
катагенеза на площади Керченского
п-ова, позволили определить характер
изменения газонасыщенности подзем-
ных вод с глубиной при разных давле-
ниях и температуре [48].
До глубин 3000 м при температуре
до 120 °C газосодержание подземных
вод в породах раннего катагенеза зоны
АВПД Керченского п-ова не превышает
5 м3/м3.
С глубиной в породах позднего ката-
генеза при температурах 140—190 °C
резко возрастают газосодержание под-
земных вод и пластовое давление, т. е.
оно превышает гидростатическое. В ин-
тервале глубин 3500—4000 м газонасы-
щаемость равна 9, а в нижележащих
водоносных горизонтах на глубинах
4000-5000 м д 19 м3/м3.
Водорастворенные газы зоны АВПД
Керченского п-ова и Черного моря (Го-
лицынское месторождение) на глуби-
нах 2323—4924 м в основном состоят из
УВ (87,5—99,2 %), среди которых ме-
тан составляет 72,99—98,16 %. Содер-
жание этана, пропана, бутана и пента-
на колеблется от 0,56 до 26,97 %. В от-
дельных пробах водорастворенного газа
на глубинах более 3000 м установлено
повышенное содержание углекислого
газа (4,72—11,34 %). Самые высокие
значения гомологов метана связаны с
114
отложениями зоны перехода от раннего
катагенеза к позднему (глубины 3300—
3800 м).
Из приведенных данных видно, что
основная масса углеводородного газа
генерируется органическим веществом
на этапе позднего катагенеза. Преобра-
зование пород и захороненного ОВ на
этом этапе приводит к возникновению
АВПД, почти вдвое превышающих ги-
дростатическое. На глубине 5000 м
превышение АВПД над гидростатичес-
ким составляет около 50 МПа; этот пе-
репад давлений является потенциаль-
ной движущей силой глубинных флюи-
дов. Разрядка этой энергии по наруше-
ниям сплошности пород [20] и порис-
то-проницаемым горизонтам отложений
раннего катагенеза способствует верти-
кальной и латеральной миграции флюи-
дов, а также сепарации водорастворен-
ного углеводородного газа в свободную
фазу на путях миграции. При переме-
щении газа в свободном состоянии по
породам раннего катагенеза с рассеян-
ным ОВ происходит обогащение его
более высокомолекулярными УВ и
другими углеродсодержащими соедине-
ниями, что обусловливается растворе-
нием продуктов преобразования ОВ и
новообразованных УВ при реакциях
углеводородного газа (в основном мета-
на) с рассеянной органикой при нали-
чии минеральных зерен [45].
Таким образом, на путях миграции
подземных вод с растворенным в них
углеводородным газом с падением дав-
ления увеличивается количество УВ в
свободной фазе, их объем и содержание
в их составе высокомолекулярных ком-
понентов газоконденсата и нефти.
В проницаемых горизонтах с повы-
шенным содержанием рассеянного ОВ
газ быстро преобразуется в газоконден-
сат, а газоконденсат — в нефть. В зави-
симости от количества поступившего
углеводородного газа, содержания ОВ
и степени его преобразования формиру-
ется нефть различного состава [45].
В горизонтах с преобразованной орга-
никой на подэтапах МКг и MKi (или Г
и Д) при достаточном притоке газа
образуются легкие и средние нефти, а
на подэтапе ПК (или Б) — более тяже-
лые (Семеновское месторождение). Все
это укладывается в известную зависи-
мость — при увеличении пористости
терригенных коллекторов возрастает
плотность нефти. Пористость здесь вы-
ступает не как фактор, способствую-
щий формированию состава тяжелых
нефтей, а как показатель степени лити-
фикации пород и захороненного в них
ОВ. Последнее хорошо прослеживается
в пределах залежей УВ Керченского
п-ова.
При латеральной разгрузке подзем-
ных вод с растворенным углеводород-
ным газом в региональном плане умень-
шаются приведенное пластовое давле-
ние, газонасыщенность вод и содержа-
ние в газе гомологов метана. На отмет-
ке минус 1000 м на Мошкаревской пло-
щади пластовое давление равно 21,1, а
на Джанкойской и Стрелковой всего
лишь 10,7 и 10,6 МПа. Разница в при-
веденных пластовых давлениях состав-
ляет 10,4 и 10,5 МПа. Перепад давле-
ний обеспечивает региональную лате-
ральную миграцию флюидов. Гидроди-
намический градиент здесь достаточно
высокий и составляет 0,07 МПа/км.
Газонасыщенность подземных вод от-
ложений верхнего мела на Мошкарев-
ской площади равна 2, а на Джанкой-
ской всего лишь 0,94 м3/м3. Весьма не-
большое количество растворенного газа
установлено в отложениях юры на
Красновской площади (0,167 м3/м3).
В тех же отложениях Генической и
Нижнегородской площадей содержание
газа в подземных водах составляет
0,431-0,898 м3/м3.
В газе Мошкаревской площади мета-
на содержится 88,8 %, а на Джанкой-
ской и Стрелковой 97 и 92 при содер-
жании в их составе гомологов соответ-
ственно 6,0, 0,65 и 0,20 %.
Таким образом, в направлении умень-
шения пластового давления уменьшает-
ся содержание газа в подземных водах
и тяжелых УВ как в свободных, так и в
растворенных газах. В том же направ-
лении отмечается уменьшение глубины
залегания залежей УВ.
Большое значение в формировании
залежей и в их распространении в оса-
дочных образованиях имеют АВПД. На
минимальных глубинах до 350—900 м
они встречаются в центральной части
Керченского п-ова. В направлении
уменьшения мощности отложений
АВПД встречаются на значительно
больших глубинах. В зависимости от
изменения давления флюидов в отло-
жениях раннего катагенеза выделено
четыре гидродинамические зоны: I —
гидростатических давлений, II — с
АВПД закрытая, III — с АВПД полу-
закрытая, и IV — с АВПД открытая
(рис. 71). Для каждой характерно
определенное размещение залежей УВ,
которое в значительной степени зависит
от напора глубинных флюидов и других
особенностей геологического строения
региона [49].
В пределах зон выделяют семь облас-
тей: гидростатического давления; верх-
нюю, переходную от гидростатического
до аномально высокого давления; боко-
вую (периферийную), переходную от
гидростатического до аномально высо-
кого давления, широкого внедрения
глубинных флюидов с АВПД; генерации
флюидов с АВПД; внутреннего проры-
ва АВПД и сквозного прорыва АВПД
[46].
Зона гидростатического давления свя-
зана с небольшой мощностью осадоч-
ных образований раннего катагенеза и
залежей УВ в них нет (Новоселовское
поднятие, Альминская впадина, южный
склон Украинского щита).
Закрытая зона с АВПД охватывает
отложения раннего и частично позднего
катагенеза, в которых генерируется ос-
новная масса углеводородного газа вы-
сокого давления. Осадочные образова-
ния позднего катагенеза выделяются в
ГЗГ. В пределах Причерноморско-
Крымской и Индоло-Кубанской нефте-
газоносных областей эта зона охва-
тывает восточную часть Каркинитско-
Северо-Крымского прогиба, а также
центральную часть территории Азов-
ского моря.
В структурах закрытой зоны с АВПД
существует слабая сообщаемость по
разрывам и разломам между областью
генерации флюидов с АВПД и областью
гидростатического давления. В резуль-
тате создаются благоприятные условия
для формирования и длительного со-
хранения залежей УВ в переходной об-
ласти от гидростатического до аномаль-
но высокого давления.
В связи с благоприятными гидроди-
намическими условиями структуры за-
крытой зоны распространения АВПД
содержат основные залежи УВ в боко-
вой области, переходной от гидростати-
ческого давления до аномально высоко-
го. С верхней областью в основном свя-
заны залежи газоконденсата, в составе
которого содержится повышенное коли-
чество углекислого газа, азота, водоро-
да и других компонентов, указывающих
на связь газоконденсата с этапами ка-
тагенетического преобразования пород
и захороненного ОВ.
8’
115
Рис. 71. Распространение зон АВПД в При-
черноморско-Крымской газонефтеносной
области (составили Р. М. Новосилецкий,
А. Ю. Полутранко, 1983 г.).
Месторождения: а — газоконденсатные, б — газо-
вые; в — границы зон АВПД; г — изогипсы по-
верхности распространения зон АВПД; д — грязе-
вые вулканы
В отложениях с повышенным содер-
жанием захороненного РОВ, каковыми
являются породы нижнеальбского подъ-
яруса, в верхней области в результате
реакций РОВ с компонентами углево-
дородного газа образуется нефть и фор-
мируются ее залежи (Октябрьское, Та-
тьяновское и другие месторождения).
Нефти в таких залежах легкие с высо-
ким содержанием газа, так как образу-
ются при достаточно высоких притоке
газа и степени преобразованности орга-
ники (MKi и МКг или Д и Г).
С увеличением мощности осадочных
пород в нефтегазоносных регионах об-
разуются отложения как раннего, так
и позднего катагенеза в полном объеме,
и возрастает интенсивность генерации
флюидов с АВПД. Большие объемы
флюидов прорываются на значительную
высоту в отложениях раннего катагене-
за с горизонтами пород-коллекторов,
имеющих низкую проницаемость; это
приводит к формированию полузакры-
той зоны с АВПД и с локальным рас-
пространением аномально высоких дав-
лений на средних глубинах (1500—
2500 м).
Полузакрытая зона с АВПД обычно
богата нефтегазопроявлениями и источ-
никами минеральных вод. Выделена
она в пределах Керченского п-ова,
Азовского и Черного морей.
Самая высокая область внутреннего
прорыва АВПД расположена на Голи-
цынской и Мошкаревской площадях,
где на глубинах 1000—2000 м вскрыты
АВПД.
Изучение размещения залежей угле-
водородных флюидов в структурах по-
лузакрытой зоны с АВПД показало,
что, чем выше к поверхности находится
область прорыва и чем выше отноше-
ние пластового давления к условно ги-
дростатическому, тем хуже условия для
формирования и сохранения залежей
УВ.
В структурах с областью прорыва на
глубинах менее 1500 м, т. е. в породах
с высокими емкостными и фильтраци-
онными свойствами и отношением плас-
тового давления к условному гидроста-
тическому более 1,7, промышленные
скопления УВ в присводовых частях
складок, как правило, отсутствуют
(Мошкаревская, Пограничная и другие
структуры). В периклинальных частях
складок, где имеются литологические,
тектонические и гидродинамические ло-
вушки, залежи нефти и газа могут
встречаться и при более высоких гради-
ентах давлений. На Борзовской, Мош-
каревской, Марьевской площадях Кер-
ченского п-ова выявлены небольшие
скопления газа и газоконденсата с гра-
диентами давления 0,21—2,22 МПа/10 м.
В литературе имеются данные о том,
что градиенты давления в залежах мо-
гут достигать 0,225 МПа/10 м [78].
116
Однако следует отметить, что с увели-
чением градиентов и уменьшением глу-
бины запасы залежей уменьшаются.
Примером служат небольшие по запа-
сам залежи У В, выявленные в полуза-
крытой зоне распространения АВПД на
Керченском п-ове.
В полузакрытой зоне с АВПД основ-
ные залежи УВ сосредоточены в облас-
ти внутреннего прорыва и окружаю-
щих ее горизонтах с гидростатическим
давлением. Небольшие скопления УВ
могут встречаться в верхней и перифе-
рийной областях, переходных от гидро-
статического до аномально высокого
давления (Голицыпское месторожде-
ние) .
При прорыве флюидов с АВПД на
дневную поверхность и проявлении гря-
зевого вулканизма формируется откры-
тая зона распространения АВПД. Она
выделена в пределах Керченского п-ова.
Для нее характерны весьма неблаго-
приятные условия формирования и со-
хранения залежей УВ. Жерла грязе-
вых вулканов соединяют глубокие гори-
зонты пород позднего катагенеза (ГФГ)
с дневной поверхностью и приводят к
дегазации всей соединенной жерлами
толщи пород, поэтому в верхней облас-
ти, переходной от гидростатического до
аномально высокого давления, а также
в области сквозного прорыва залежей
УВ обычно нет.
Основные промышленные скопления
УВ в открытой зоне распространения
АВПД сосредоточены на периферийных
участках структур в области гидроста-
тического давления. По-видимому, они
сформировались на стадии внутреннего
прорыва и сохранились после возник-
новения сквозного прорыва в виде жер-
ла грязевого вулкана.
При снижении пластового давления
и температуры на путях вертикальной
миграции газа выпадают конденсирую-
щиеся УВ, а взаимодействие газа со
слабо преобразованной рассеянной ор-
ганикой с высоким содержанием кисло-
рода, азота и серы приводит к образо-
ванию тяжелых нефтей или небольших
залежей сухого газа в горизонтах с
весьма низким содержанием органики.
Примером может являться Семеновское
месторождение с залежью на глубинах
215—286 м и плотностью нефти 905,1—
914,1 кг/м3.
Формирование залежей УВ в основ-
ной массе происходит только в отложе-
ниях этапа раннего катагенеза или в
более преобразованных породах, при-
поднятых в эти термобарические усло-
вия. На этапе литогенеза осадочных
образований при притоке газа из отло-
жений позднего катагенеза образуются
нефти в толщах пород с РОВ. Однако
основное количество газа генерируется
всем ОВ на этапе позднего катагенеза.
Из этого следует, что углеводородные
флюиды (нефть, газоконденсат и угле-
водородный газ) являются межэтапны-
ми продуктами катагенеза [50]. Поэто-
му, чем больше ОВ находится на этапе
позднего катагенеза, тем больше имеет-
ся залежей УВ в отложениях раннего
катагенеза и тем ближе к дневной по-
верхности АВПД.
Таким образом, в пределах Причер-
номорско-Крымской и Индоло-Кубан-
ской нефтегазоносных областей в зави-
симости от температур и геохимических
систем на путях миграции углеводород-
ного газа на стадии катагенеза проис-
ходит как генерация газа, так и образо-
вание высокомолекулярных компонен-
тов газоконденсата и нефти; формиру-
ются также залежи углеводородных
флюидов в отложениях раннего катаге-
неза.
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ
РАЙОНИРОВАНИЕ
Нефтегазогеологическое районирование
территорий имеет не только научное, но
и практическое значение, так как оно
способствует выбору наиболее перспек-
тивных направлений поисков и, следо-
вательно, повышению их эффектив-
ности.
Разработкой принципов нефтегазо-
геологического районирования и клас-
сификацией скоплений УВ занимались
М. В. Абрамович, А. Г. Алексин,
А. А. Бакиров, И. О. Брод, Н. И. Буя-
лов, М. И. Варенцов, Н. Б. Вассоевич,
В. Г. Васильев, И. В. Высоцкий,
Г. X. Дикенштейн, Г. Н. Доленко,
Н. А. Еременко, С. П. Максимов,
М. Ф. Мирчинк, В. Д. Наливкин,
Г. П. Ованесов, В. Б. Оленин, В. В. Се-
менович, А. А. Трофимук, А. В. Улья-
нов, Н. Ю. Успенская, В. Е. Хайн,
П. Ф. Шпак и др.
В литературе наметилось два подхо-
да к решению этого вопроса. Одни ис-
следователи базируются на выделении
нефтегазоносных бассейнов [7, 16, 19,
32, 54, 80], другие, считая этот прин-
цип не всегда приемлемым, за основу
117
Рис. 72. Нефтегазогеологическое районирова-
ние акватории Азовского и северной части
Черного морей и прилегающей суши:
1 — границы основных структурных элементов
осадочного чехла; контуры нефтегазоносных: 2 —
провинций, 3 — областей, 4 — районов, 5 — зон;
месторождения: 6 — нефтяные, 7 — газовые и га-
зоконденсатные.
Нефтегазогеологическое районирование: I — При-
черноморско-Крымская газонефтеносная область:
А — Преддобруджинский нефтегазоносный район
с Припрутской (АО и Саратской (А2) зонами
нефтегазонакопления, Б — Каркинитско-Северо-
Крымский газонефтеносный район с Тарханкутско-
Джанкойской (БО и Голицынской (Б2) зонами
газонефтенакопления. В — Таврийский газоносный
район, Г — Южно-Губкинско-Ильичевский перспек-
тивный район; II — Азовско-Ейская газоносная
область: Д — Центрально-Азовский газоносный
район, Е — Северо-Азовский перспективный район;
III — Индоло-Кубанская нефтегазоносная область:
Ж — Керченско-Таманский нефтегазоносный район
с Мошкаревской (ЖД и Семеновско-Благовещен-
ской (Ж2) зонами нефтегазонакопления, 3 —
Ахтырский нефтегазоносный район, И — Южно-
Сивашско-Тимашевский газоносный район. (Рас-
шифровку тектонической основы см. на рис. 1)
районирования берут современную
структуру земной коры, особенности
размещения залежей УВ и факторы,
обусловливающие эти особенности [4—
6, 25, 39]. Второе направление, преду-
сматривающее выделение нефтегазо-
носных провинций, областей, районов и
зон, представляется нам более прием-
лемым. В последние годы в аспекте
этого направления работают многие ис-
следователи, в частности, применитель-
но к условиям Юга Украины и приле-
гающих акваторий [89].
Рассматриваемый нами регион входит
в состав Причерноморско-Северо-Кав-
казской нефтегазоносной провинции.
Здесь располагаются Причерноморско-
Крымская газонефтеносная, Азовско-
Ейская газоносная и Индоло-Кубанская
нефтегазоносная области, подразделяю-
щиеся на ряд нефтегазоносных и перс-
пективных районов [25, 89].
В составе Причерноморско-Крымской
газонефтеносной области выделяются
Преддобруджинский нефтегазоносный,
118
Каркинитско-Северо-Крымский газо-
нефтеносный, Таврийский газоносный
и Южно-Губкинско-Ильичевский перс-
пективный районы.
На рис. 72 арабскими цифрами показа-
ны месторождения: 1 — Валенское, 2 —
Викторовское, 3 — Еникиойское, 4 —
Восточно-Саратское, 5 — Голицынское,
6 — Южно-Голицынское, 7 — Шмидтов-
ское, 8 — Штормовое, 9 — Крымское,
10 — Оленевское, 11 — Черноморское,
12 — Западно-Октябрьское, 13 — Ок-
тябрьское, 14 — Карлавское, 15 —
Краснополянское, 16 — Глебовское,
17 — Кировское, 18 — Задорненское,
19 - - Межводненское (Ярылгачское),
20 — Татьяновское, 21 — Джанкойское,
22 — Приазовское, 23 — Стрелковое,
24 — Морское, 25 — Сигнальное, 26 —
Западно-Бейсугское, 27 — Бейсугское,
28 — Владиславовское, 29 — Мошкарев-
ское, 30 — Фонтановское, 31 — Южно-
Сивашское, 32 — Семеновское (Белока-
менское), 33 — Акташское (Мысовое),
34 — Войковское (Малобабчикское),
35 — Борзовское, 36 — Северо-Керчен-
ское, 37 — Приозерное, 38 — Благове-
щенское, 39 — Старотитаровское, 40 —
Уташское, 41 — Джигинское, 42 — Кур-
чанское, 43 — Западно-Анастасиевское,
44 — Анастасиевско-Троицкое, 45 —
Адагумское, 46 — Кеслеровское, 47 —
Кудако-Киевское, 48 — Куколовское,
49 — Славянское, 50 — Фрунзенское,
51 — Привненское, 52 — Красноармей-
ское.
Преддобруджинский нефтегазонос-
ный район охватывает одноименный
прогиб, северо-западную периклиналь
Нижнепрутского выступа и самую юж-
ную полосу западной части Южно-
Украинской моноклинали. Небольшие
залежи УВ приурочены здесь к неоге-
иовым отложениям (Валенское нефтя-
ное, Викторовское и Еникиойское газо-
вые месторождения), а также к карбо-
натным породам среднедевонского воз-
раста (Восточно-Саратское месторожде-
ние, Саратская и Белолесская площа-
ди) . Нефтегазопроявления зафиксиро-
ваны также в силурийских, нижне- и
верхнедевонских, нижнекаменноуголь-
ных, пермско-триасовых, средне- и
верхнеюрских отложениях [13, 73, 84].
Толща палеозойских и юрских пород
характеризуется благоприятным соче-
танием коллекторов и покрышек, широ-
ким развитием локальных поднятий и
ловушек неантиклинальных типов (в
том числе рифовых тел).
На данном этапе изученности в Пред-
добруджинском районе можно выделить
две зоны нефтегазонакопления: При-
прутскую и Саратскую с установленной
нефтегазоносностью соответственно нео-
геновых и девонских отложений.
По неогеновому структурному этажу
Припрутская зона представляет собой
периферийную часть Предкарпатского
прогиба, а по образованиям юрского и
более древнего возраста — поперечное
структурное осложнение, отделяющее
Преддобруджинский прогиб от Бырлад-
ской впадины. Перспективность неоге-
новых отложений на нефть и газ здесь
практически сведена к нулю. Основной
нефтегазопоисковый интерес представ-
ляют силурийско-нижнекам,енноуголь-
ный и пермско-триасовый комплексы.
Саратская зона охватывает северо-
восточную часть Преддобруджинского
прогиба. По степени разведанности она
находится на начальной стадии. Ее
перспективы связываются преимущест-
венно с силурийско-нижнекаменно-
угольным комплексом, в частности с его
девонской частью. Ожидается, что скоп-
ления УВ будут приурочены здесь
прежде всего к локальным поднятиям
и к ловушкам тектонически экраниро-
ванного типа.
Каркинитско-Северо-Крымский газо-
нефтеносный район располагается в
пределах одноименного прогиба. В его
крымской части открыто одно нефтяное
и 11 газовых и газоконденсатных мес-
торождений, которые относятся к кате-
гории мелких. В шельфовой части рай-
она выявлено пять газовых и газокон-
денсатных месторождений, в том числе
одно среднее по запасам.
Стратиграфический диапазон нефте-
газоносности здесь довольно широ-
кий — от нижнемеловых до олигоцено-
вых отложений. Большинство открытых
месторождений (Голицынское, Штор-
мовое, Оленевское, Черноморское, Гле-
бовское, Карлавское, Краснополянское,
Кировское и Задорненское) связано с
толщей палеоценовых пород, характери-
зующейся трехчленным строением ре-
зервуаров. Коллекторами служат тре-
щиноватые органогенно-детритовые из-
вестняки нижнего и низов верхнего
палеоцена, покрышкой — нижнеэоцено-
вые глины. Между ними залегают олабо
трещиноватые мергели верхнего палео-
цена, представляющие собой ложную
покрышку. Мощность этой покрышки
влияет на степень заполнения ловушек
газом.
Вторым по значимости является май-
копский комплекс, к которому приуро-
чены газовые залежи на Голицынском,
Южно-Голицынском, Крымском, Шмид-
товском, Межводненском и Джанкой-
ском месторождениях. Все они связаны
с антиклинальными складками. Кол-
лекторами являются пачки песчано-але-
вролитовых пород, залегающие среди
пластичных глин, которые обладают
хорошими экранирующими свойствами.
В толще верхнемеловых карбонатных
и глинисто-карбонатных отложений
промышленные залежи УВ пока не об-
наружены, однако значительные прито-
ки нефти, иногда газа получены в от-
дельных скважинах на Октябрьской,
Карлавской, Бакальской, Серебрянской
и Первомайской площадях, причем из
разных частей разреза. В ряде других
пунктов зафиксированы интенсивные
нефтегазопроявления (Оленевская, Чер-
номорская, Меловая, Родниковская, За-
падно-Октябрьская, Глебовская, Задор-
ненская, Красноярская, Межводнен-
ская, Северо-Серебрянская структуры).
К нижнемеловому комплексу приуро-
чены Западно-Октябрьское и Татьянов-
ское газоконденсатные, а также Ок-
тябрьское нефтяное месторождения.
Интенсивные газопроявления (вплоть
до значительных притоков газа) отме-
чались на Меловой, Родниковской, За-
дорненской, Карлавской, Глебовской,
Межводненской, Бакальской, Рылеев-
ской, Борисовской, Северо-Серебрян-
ской, Серебрянской, Березовской и Се-
веро-Новоселовской площадях.
В пределах Западно-Октябрьского
месторождения коллекторами служат
вулканокластические породы, залегаю-
щие среди аргиллитов среднеальбского
119
подъяруса. На Октябрьской и Татья-
новской структурах продуктивными яв-
ляются базальные песчаники баррем-
раннеаптского возраста. Между ними и
верхнеаптской аргиллитовой покрыш-
кой залегают переходные слои (алевро-
литы и сильно алевритовые аргилли-
ты), играющие роль ложной покрышки.
Значительной мощностью последней
(60—70 м) обусловлена низкая степень
заполнения этих антиклиналей газом.
В Каркинитско-Северо-Крымском
нефтегазоносном районе выделяются
Тарханкутско-Джанкойская и Голицын-
ская зоны газонефтенакопления, охва-
тывающие соответственно южный и се-
верный борта одноименного прогиба.
Первая характеризуется широким ди-
апазоном нефтегазоносности, значитель-
ной дислоцированностыо всех комплек-
сов и в общем хорошей выраженностью
антиклинальных складок. С ними свя-
зано 11 месторождений из 12 выявлен-
ных в этой зоне. Значительная измен-
чивость литологического состава ниж-
немеловых пород и большое количество
разрывных нарушений, установленных
в этом структурном этаже, позволяют
рассчитывать на широкое развитие в
данном комплексе литологически и тек-
тонически экранированных ловушек.
К одной из них приурочено Западно-
Октябрьское газоконденсатное место-
рождение.
Вторая (Голицынская) зона изучена
слабо. К настоящему времени здесь до-
казана продуктивность майкопских и
палеоценовых отложений. К первым
приурочены газовые залежи на Голи-
цынском, Южно-Голицынском и Шмид-
товском месторождениях, ко вторым —
газоконденсатные залежи на структуре
Голицына. Большинство из них явля-
ются пластовыми сводовыми. На север-
ном крыле поднятия Голицына в палео-
ценовых известняках обнаружена не-
большая тектонически экранированная
залежь. Степень дислоцированности
осадочного чехла, особенно его верхней
части, в пределах рассматриваемой зо-
ны в общем невысокая. Отчетливо вы-
раженные антиклинальные складки
прослеживаются обычно в нижнемело-
вом структурном этаже. Вверх по раз-
резу многие из них сильно выполажи-
ваются и раскрываются. В структур-
ных планах палеогеновых отложений
выражены обычно складки, приурочен-
ные к наиболее опущенной части север-
ного борта прогиба. Ловушки неанти-
120
клинальных типов здесь пока не выяв-
лены, хотя геологические предпосылки
для их развития имеются.
Таврийский газоносный район охва-
тывает южную полосу центральной час-
ти Южно-Украинской моноклинали.
Степень его изученности невысокая.
К настоящему времени доказана про-
мышленная газоносность только неоге-
новых отложений (Приазовское место-
рождение). Нефтегазопроявления отме-
чались лишь при проходке палеогено-
вых, меловых [13, 84], местами (Ска-
довская параметрическая скважина)
пермско-триасовых (?) отложений, с
которыми и связываются перспективы
поисков залежей газа в этом районе.
Скопления УВ могут быть приурочены
к малоамплитудным складкам и к раз-
личным литолого-стратиграфическим
ловушкам, выявленным и прогнозиру-
емым в нижнемеловой и палеогеновой
частях разреза.
Южнее Каркинитско-Северо-Крым-
ского прогиба и поднятия Губкина в
Причерноморско-Крымской газонефте-
носной области выделяется Южно-Губ-
кинско-Ильичевский перспективный
район, где основной нефтегазопоиско-
вый интерес, судя по результатам бу-
рения на структурах Гамбурцева, Сель-
ского, Штормовой, Крымской и Ильи-
чевской, представляют палеогеновые и
нижнемеловые отложения, в меньшей
мере неогеновые и верхнемеловые. В ре-
зультате сейсморазведочных работ здесь
выявлено около 15 локальных поднятий
и намечено несколько границ выклини-
вания отдельных горизонтов осадочного
чехла. Их необходимо изучать и в даль-
нейшем, а затем вести глубокое буре-
ние.
Западная часть Азовско-Ейской газо-
носной области подразделяется на
Центрально-Азовский газоносный и Се-
веро-Азовский перспективный районы,
в состав которых входят соответственно
Средне-Азовское поднятие и неглубо-
кий Северо-Азовско-Ейский прогиб
вместе с прилегающей к нему с севе-
ра узкой полосой Южно-Украинской
моноклинали. Характерной их особен-
ностью является сильно сокращенный
разрез осадочного чехла, мощность ко-
торого не превышает 2—3 км.
В Центрально-Азовском районе от-
крыто пять небольших газовых место-
рождений. Главную роль среди продук-
тивных толщ играют майкопские отло-
жения, к которым приурочены газовые
залежи на Стрелковой, Морской, Запад-
но-Бейсугской и Бейсугской антикли-
налях. В пределах последней наряду с
майкопской серией продуктивны обра-
зования эоценового и раннемелового
возраста, а на Занадно-Бейсугской
структуре — неогенового. Промышлен-
ный приток газа из неогенового комп-
лекса получен также на Сигнальной
площади. Коллекторами являются плас-
ты песчаников и алевролитов, иногда
песчано-алевролитовые глины. Преобла-
дающий тип залежей — пластовый сво-
довый, реже литологически ограничен-
ный (Сигнальная, Западно-Бейсугская
площади). Нижнемеловая залежь Бей-
сугского месторождения приурочена к
ловушке комбинированного типа.
Северо-Азовский перспективный рай-
он изучен очень слабо. По аналогии с
соседними районами его нефтегазонос-
ность приурочивается к неогеновым и
палеогеновым, в меньшей мере к мело-
вым отложениям. Сейсморазведочными
работами здесь закартировано несколь-
ко узких асимметричных приразломных
складок, слабо выраженных в майкоп-
ском структурном этаже и резче — в
толще более древних пород. В северной
полосе прогиба ожидается выклинива-
ние песчано-алевритовых коллекторов в
олигоцен-неогеновой части разреза. Та-
ким образом, в Северо-Азовском рай-
оне перспективы поисков залежей УВ
связываются с антиклинальными, тек-
тонически и литологически экраниро-
ванными ловушками.
В пределах рассматриваемой части
Индоло-Кубанской нефтегазоносной об-
ласти выделяются Керченско-Таман-
ский, Ахтырский нефтегазоносные и
Южно-Сивашско-Тимашевский газонос-
ный районы.
Первый охватывает восточное погру-
жение мегантиклинория Горного Кры-
ма, западную часть южного борта Ин-
доло-Кубанского прогиба и Керченско-
Таманский межпериклинальньш про-
гиб. Здесь выявлено 10 нефтяных, а
также 3 газовых и газоконденсатных
месторождения. Все они относятся к
категории мелких и приурочены к не-
огеновым и олигоценовым отложениям.
На Фонтановской площади выявлена
также залежь в эоценовой части разре-
за. Диапазон интенсивных нефтегазо-
проявлений опускается вплоть до ниж-
немелового комплекса включительно.
В районе закартировано большое ко-
личество перспективных структур. На-
ряду с локальными поднятиями в тол-
щах неогеновых, палеогеновых и мело-
вых пород широко развиты литологи-
чески, стратиграфически, тектонически
экранированные и комбинированные ло-
вушки. В связи с этим открытые здесь
залежи УВ характеризуются значитель-
ным разнообразием типов без видимого
преобладания какого-либо из них.
Керченско-Т аманский нефтегазонос-
ный район подразделяется на две зоны:
Мошкаревскую и Семеновско-Благове-
щенскую. В тектоническом отношении
первая представляет собой восточное
погружение мегантиклинория Горного
Крыма. Здесь доказана промышленная
нефтегазоносность майкопских и эоце-
новых отложений. Перспективными яв-
ляются образования палеоценового,
поздне- и раннемелового, а также позд-
неюрского возраста. Об этом свидетель-
ствуют и многочисленные нефтегазо-
проявления, связанные с палеоценовой,
верхнемеловой и нижнемеловой частя-
ми разреза (Краснопольская, Куйбы-
шевская, Вулкановеская, Северо-Вулка-
новская, Селезневская, Марьевская и
Западно-Фонтановская площади).
Выявленные залежи нефти и газа
приурочены к литологически экраниро-
ванным (Владиславовское и Мошкарев-
ское нефтяные месторождения) и к
комбинированной (Фонтановское газо-
конденсатное месторождение) ловуш-
кам. Именно эти ловушки, наряду с
тектонически экранированными, игра-
ют ведущую роль в зоне. В верхнеюр-
ско-берриасской части разреза прогно-
зируется и отчасти установлено разви-
тие рифовых тел.
К Семеновско-Благовещенской зоне
нефтегазонакопления относятся запад-
ная часть южного борта Индоло-Кубан-
ского прогиба и Керченско-Таманский
межпериклинальный прогиб, где дока-
зана промышленная нефтегазоносность
неогенового (Семеновское, Акташское,
Войковское, Приозерное, Благовещен-
ское, Старотитаровское, Уташское неф-
тяные, Борзовское газонефтяное и Се-
веро-Керченское газовое месторожде-
ния) и майкопского (Южно-Сивашское
газовое месторождение, Слюсаревская
структура) комплексов. Интенсивные
газопроявления, вплоть до значитель-
ных притоков газа, связаны также с па-
леоценовыми и верхнемеловыми поро-
дами (Алексеевская и Фднталовская
площади). Основные перспективы зоны
в пределах суши связываются с палео-
121
геновыми, в меньшей мере с верхнеме-
ловыми отложениями, а в прибрежной
части — с образованиями неогена и па-
леогена. Толщи более древних пород
залегают здесь на труднодоступных
глубинах (6—9 км).
В палеоцен-среднемиоценовом и май-
копском структурных этажах зоны вы-
явлен ряд локальных понятий, форми-
рование которых обычно в той или иной
мере связано с процессами диапиризма.
Характерной особенностью подавляю-
щего большинства складок является
блоковое строение, обусловливающее
широкое развитие тектонически экра-
нированных ловушек. В толще майкоп-
ских пород установлены также литоло-
гически экранированные ловушки
(Южно-Сивашское газовое месторожде-
ние).
Ахтырский нефтегазоносный район
охватывает восточные части приосевой
зоны и южного борта Индоло-Кубанско-
го прогиба. В приосевой зоне много-
пластовые месторождения нефти и газа
приурочены к диапировым и крипто-
диапировым структурам. Залежи УВ в
песчано-алевритовых породах сармат-
ского, меотического, понтического и
киммерийского возраста прямо или кос-
венно (через разрывные нарушения)
связаны с диапировыми ядрами, сло-
женными глинами майкопской серии.
Здесь развиты обычно ловушки двух
типов: антиклинальные над диапиро-
вым ядром, к которым приурочены за-
лежи нефти и газа III—XVII горизон-
тов Курчанского и I—III горизонтов
Анастасиевско-Троицкого месторожде-
ний, и комбинированные (сводовые и
неантиклинальные, осложненные май-
копским диапировым ядром), содержа-
щие значительные по запасам залежи
нефти и газа в меотических и понтиче-
ских отложениях (IV—XII горизонты
Анастасиевско-Троицкого месторожде-
ния) .
В пределах южного крыла Индоло-
Кубанского прогиба, в зоне его сочле-
нения с мегантиклинорием Северо-За-
падного Кавказа, локализована крупная
полоса нефтегазонакопления, характе-
ризующаяся широким возрастным диа-
пазоном продуктивных горизонтов (от
меловых до неогеновых отложений).
Установленные здесь преимущественно
нефтяные месторождения приурочены
к мел-эоценовым флишевым и субфли-
шевым, а также несогласно перекрыва-
ющим их олигоцен-плиоценовым молас-
совым образованиям. В первом случае
пластовые сводовые, структурно-лито-
логические и тектонически экраниро-
ванные залежи содержатся в песчано-
алевролитовых породах в основном па-
леогенового и эоценового возраста
(Азовское, Зыбза-Глубокоярское, Холм-
ское и другие месторождения). Майкоп-
ские залежи приурочены к литологиче-
ским и литолого-структурным ловуш-
кам, связанным с выклиниванием пес-
чаников и алевролитов к югу вверх по
восстанию пластов. Скопления нефти в
миоценовых отложениях также контро-
лируются обычно литологическим или
стратиграфическим выклиниванием кол-
лекторов и трещиноватых мергелей
(Адагумское, Кеслеровское, Кудако-
Киевское месторождения).
Южно-Сивашско-Тимашевский газо-
носный район в тектоническом отноше-
нии представляет собой северный
(платформенный) борт Индоло-Кубан-
ского прогиба, характеризующийся сла-
бой дислоцированностью осадочного
чехла. Выявленные в неогеновых отло-
жениях его восточной части небольшие
газовые месторождения (Славянское,
Фрунзенское) связаны с малоамплитуд-
ными бескорневыми складками, просле-
женными в толще меотических пород.
Залежи пластовые сводовые.

Значительный интерес представляют
намечаемые по геолого-геофизическим
данным зоны выклинивания песчано-
алевритовых пород в нижне- и средне-
майкопской части разреза. Структур-
ные планы домайкопских отложений
изучены слабо, причем только в преде-
лах суши. В Западном Предкавказье по
материалам сейсморазведки прослежен
ряд приразломных поднятий.
Таким образом, перспективы поисков
залежей У В в Южно-Сивашско-Тима-
шевском районе можно связывать с ло-
вушками антиклинального, литологиче-
ски и тектонически экранированного
типов.
ГЛАВА IV
ПЕРСПЕКТИВЫ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
И НАПРАВЛЕНИЯ
ПОИСКОВЫХ И НАУЧНО-
ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ
РАБОТ
СОВРЕМЕННАЯ ОЦЕНКА
ПЕРСПЕКТИВНОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ
КОМПЛЕКСОВ
Перспективные отложения в южном ре-
гионе в целом составляют обширный
стратиграфический диапазон — от нео-
геновых до силурийских включительно
[34, 56, 58].
В Преддобруджинском прогибе перс-
пективны силурийские, девонские, ниж-
некаменноугольные, пермско-триасовые
и юрские отложения. Комплекс силу-
рийско-нижнекаменноугольных пород
относится к категории нефтегазопроиз-
водящих. Для него характерны повы-
шенная концентрация (до 4,5 °/о) и
нейтральный состав ОВ, главным обра-
зом восстановительная обстановка на-
копления и последующего преобразова-
ния осадков, а также значительное со-
держание битумоидов (до 0,15 %). Вы-
сокая минерализация пластовых вод
комплекса (55—180 г/л), хлоркальцие-
вый, реже гидрокарбонатно-натриевый
состав и высокий коэффициент мета-
морфизации свидетельствуют о закры-
тости недр, что наряду с благоприят-
ным сочетанием коллекторов и покры-
шек должно было способствовать неф-
тегазонакоплению.
Промышленная продуктивность ком-
плекса доказывается притоками нефти
с суточными дебитами до 10 т в средне-
верхнедевонских частях разреза на Са-
ратской и Восточно-Саратской площа-
дях. Интенсивные нефтегазопроявления
зафиксированы на Белолесской, Баур-
чинской, Голубойской, Алуатской, Та-
тарбунарской и Лиманской площадях.
Исходя из особенностей изменения
литофаций и мощностей силурийско-
нижнекаменноугольных отложений
представляется, что наряду с Тузлов-
ской депрессией, где в настоящее вре-
мя ведутся нефтегазопоисковые рабо-
ты, к перспективным районам можно
отнести северную часть Алуатско-Ча-
лыкской депрессии и Лиманскую зону
поднятий. Из-за недостаточной изучен-
ности Нижнеднестровскую, южную
часть Алуатско-Чалыкской и Измаиль-
скую депрессии, а также Суворовско-
Змеиную зону поднятий в настоящее
время следует рассматривать как рай-
оны невыясненных перспектив.
Цифрами и буквами на рис. 73 пока-
заны структурные элементы: I — Юж-
но-Украинская моноклиналь; II —
Преддобруджинский прогиб: а — Алу-
атско-Чалыкская депрессия, б — Бай-
маклийско-Баурчинская зона складок,
в — Измаильская депрессия, г — Суво-
ровско-Змеиная зона поднятий, д — Су-
воровско-Приморская депрессия, е —
Лиманская зона поднятий, ж — Тузлов-
ская депрессия, з — Саратско-Балаба-
новская зона складок, и — Нижнеднест-
ровская депрессия; III — Нижнепрут-
ский выступ (погружение Добруджин-
ского массива).
Локальные поднятия: 1 — Антонов-
ское, 2 — Порумбештское, 3 — Ярга-
ринское, 4 — Вишневское, 5 — Комрат-
ское, 6 — Садыкское, 7 — Готештское,
8 — Андрушинское, 9 — Маковейское,
10 — Голубойское, 11 — Баймаклийское,
12 — Карболинское, 13 — Чалыкское,
14 — Кангазское, 15 — Баурчинское,
16 — Казаклийское, 17 — Алуатское,
18 — Болградское, 19 — Червоноармей-
ское, 20 — Кирютинское, 21 — Валя-
123
Рис. 73. Перспективы нефтегазоносности па-
леозойско-триасовых отложений и направ-
ления работ по Западному Причерноморью
на 1983 г.;
1 — основные разрывные нарушения; границы:
2 — главных структурных элементов, 3 — струк-
турных элементов II порядка, 4 — зон прогнози-
руемого развития рифовых тел (индексом показан
возраст); 5 — вскрытые скважинами рифогенные
образования; районы: 6 — отсутствия палеозойских
и триасовых отложений, 7 — перспективные. 8 —
малоперспективные, 9 — малоперспективные толь-
ко по силурийским отложениям, 10 — невыяснен-
ных перспектив, 11 — бесперспективные; 12 —
нефтяные месторождения; 13 — нефтепроявления;
14 — газопроявления; локальные поднятия в тол-
ще палеозойско-триасовых отложений: 15 — про-
гнозные, 16 — выявленные, 17 — подготовленные
к поисковому бурению, 18 — находящиеся в поис-
ковом или разведочном бурении, 19 — опоискован-
ные с отрицательными результатами, 20 — реко-
мендуемые для постановки детальных сейсмиче-
ских работ, 21 — подготовленные структуры, реко-
мендуемые к глубокому бурению; параметрические
скважины: 22 — вскрывшие весь разрез палеозой-
ских отложений или основную часть. 23 — реко-
мендуемые к бурению, их проектная глубина и го-
ризонт. 24 — рекомендуемые региональные сей-
смические профили
Пержийское, 22 — Ореховское, 23 —
Восточно-Ореховское, 24 — Вильнен-
ское, 25 — Деленское, 26 — Виногра-
довское, 27 — Суворовское, 28 — Сафья-
новское, 29 — Кирничское, 30 — Черво-
ноярское, 31 — Фурмановское, 32 —
Килийское, 33 — Каменское, 34 — Ста-
ротрояновское, 35 — Теплицкое, 36 —
Мирнопольское, 37 — Рощинское,
38 — Вознесенское, 39 — Плахтеевское,
40 — Восточно-Плахтеевское, 41 —
Светлодолинское, 42 — Западно-Новосе-
ловское, 43 — Новоселовское, 44 — Гри-
горьевское, 45 — Кагильницкое, 46 —
Борисовское, 47 — Глубокинское,
48 — Вишневое, 49 — Лиманское, 50 —
Белолесское, 51 — Михайловское, 52 —
124
Саратское, 53 — Восточно-Саратское,
54 — Малоярославское, 55 — Балаба-
новское, 56 — Широковское, 57 — Жел-
тоярское, 58 — Кантемировское, 59 —
Адамовское (Приморское).
В основном перспективные отложе-
ния залегают на глубинах не более
5,0 км. Меньшие глубины залегания
можно ожидать в прибрежных частях,
особенно на продолжении Килийско-
Змеиного поднятия, о чем свидетель-
ствуют результаты бурения на
о-ве Змеиный. К малоперспективным
относятся северо-западная часть палео-
зойского прогиба, в пределах которой
отсутствуют среднедевонско-нижнека-
менноугольные отложения, а также
Фурмановско-Приморская депрессия,
где породы среднедевонско-каменно-
угольного возраста погружены на еще
большие глубины (более 8 км) и рас-
сматриваются сегодня как технически
малодоступные.
Перспективы континентальных
пермско-триасовых отложений остаются
невыясненными, но, с общегеологиче-
ских позиций [8], их можно рассмат-
ривать как потенциальные резевуары.
Интенсивные газопроявления из пород
пермско-триасового возраста наблюда-
лись в районе сел Алуат, Манта и др.,
на территории Румынии и Болгарии
к ним приурочены промышленные за-
лежи УВ. Наибольший интерес пред-
ставляет зона развития мощной толщи
морских образований средне- и поздне-
Рис. 74. Перспективы нефтегазоносности
юрских отложений Западного Причерноморья
и направление нефтегазопоисковых работ на
этот комплекс (1983 г.):
1 — основные разрывные нарушения; границы рас-
пространения: 2 — среднеюрских-оксфордских от-
ложений, 3 — карбонатно-сульфатно-глинистой по-
крышки киммеридж-титонского возраста, 4 — сред-
неюрской кондиционной глинистой покрышки над
базальными слоями, 5 — среднеюрских базальных
слоев, 6 — рифогенных образований оксфордско-
киммериджского возраста. 7 — вскрытые скважи-
нами рифовые тела; районы: 8 — отсутствия юрских
отложений, 9 — перспективные, 10 — малоперспек-
тивные по среднеюрским отложениям, 11 — бес-
перспективные; 12 — нефтепроявления; 13 — газо-
проявления; локальные поднятия в толще юрских
пород: 14 — прогнозные, 15 — выявленные, 16 —
подготовленные к поисковому бурению. 17 — нахо-
дящиеся в поисковом бурении, 18 — опоискован-
ные с отрицательными результатами, 19 — реко-
мендуемые для постановки детальных сейсмиче-
ских работ, 20 — рекомендуемые к бурению; пара-
метрические скважины: 21 — вскрывшие юрские
отложения, 22 — рекомендуемые к бурению, их
проектная глубина и горизонт
триасового возраста в пределах Фурма-
новско-Приморской депрессии и осо-
бенно отложений, где они могут обра-
зовывать общие комбинированные ло-
вушки. В этом плане их оценка (осо-
бенно верхней части) сопоставима
с оценкой юрских терригенных пород.
В Крыму и, по-видимому, в приле-
гающих к нему морских территориях
отложения пермского и триасового воз-
раста сильно дислоцированы и входят
в состав складчатого основания. Это
снижает их перспективы, хотя в тех же
условиях, где эти породы перекрыты
глинистыми образованиями нижнего
мела, нефтегазоносными могут оказа-
ться их верхние части вместе с базаль-
ными слоями осадочного чехла, как это
имеет место на Октябрьской структуре
Тархункутского п-ова. На северо-за-
падном шельфе Черного моря степень
дислоцированности и эпигенетических
изменений пород пермско-триасового
возраста, очевидно, имеет промежуточ-
ное значение, и в этом плане их пер-
спективность выше, чем в Равнинном
Крыму, но не выше, чем на территории
Западного Причерноморья.
Перспективы юрского комплекса по-
род связываются с центральной и юж-
ной частями Преддобруджинского про-
гиба (рис. 74). В северной части про-
гиба отложения обводнены. Минерали-
зация и метаморфизм вод в породах
юрского возраста увеличиваются с се-
вера на юг по мере погружения комп-
лекса. Таким образом, гидрогеологиче-
ские признаки нефтегазоносности в сла-
боизученных центральной и южной час-
тях прогиба являются благоприятными.
На его северном склоне, особенно в за-
падной части, где юрский комплекс
частично или полностью размыт, гид-
рогеологическая характеристика отри-
цательна. В центральной части, на
Алуатской площади, в скв. Р-100 и
Р-102 наблюдались интенсивные газо-
проявления в процессе вскрытия юр-
ских базальных песчаников. На юге
у с. Матросское отмечались сгустки
125
нефти в кавернах и трещинах карбо-
натных пород позднеюрского возраста.
Цифрами на рис. 74 показаны ло-
кальные поднятия: 1 — Готештское,
2 — Баймаклийское, 3 — Кангазское,
4 — Баурчинское, 5 — Казаклийское,
6 — Голубойское, 7 — Андрушинское,
8 — Рошское, 9 — Московейское, 10 —
Карболийское, 11 — Гертопское, 12 —
Мусаидское, 13 — Алуатское, 14 — За-
падно-Червоноармейское, 15 — Черво-
ноармейское, 16 — Западно-Суворов-
ское, 17 — Болградское, 18 — Лощинов-
ское, 19 — Суворовское, 20 — Ваков-
ское, 21 — Калчевское, 22 — Орехов-
ское, 23 — Городненское, 24 — Валя-
Пержийское, 25 — Вольненское, 26—
Виноградовское, 27 — Холмовское,
28 — Червоноярское, 29 — Фурманов-
ское, 30 — Шевченковское, 31 — Килий-
ское.
В центральной и южной частях про-
гиба в среднеюрской и келловейской
толщах широко развиты песчано-але-
вритовые и карбонатные коллекторы,
перекрытые глинистыми породами
с удовлетворительными экранирующими
свойствами. Особого внимания заслужи-
вают среднеюрские образования, в раз-
резе которых прослеживается несколь-
ко песчано-алевролитовых пачек мощ-
ностью до 250 м, разделенных глинис-
тыми толщами — экранами. Наиболее
выдержаны по площади базальные
слои. Их мощность увеличивается
к центру прогиба.
Большого внимания заслуживают
центральная и южная части Баймак-
лийско-Килийской зоны рифовых тел
оксфордско-киммериджского возраста.
Органогенные и органогенно-обломоч-
ные известняки, с которыми связыва-
ются перспективы нефтегазоносности,
характеризуются хорошими емкостны-
и свойствами. При этом коллектора-
'и являются как породы самого рифо-
вого тела, так и грубообломочный ма-
териал шлейфовых фаций, которые
развиваются на крутом склоне, обра-
щенном к относительно глубоководно-
му бассейну. Открытая пористость этих
пород составляет 8—10 %, межзерно-
вая проницаемость достигает по керну
0,123-10~15, по газу 0,34-10~15 м2.
Встречающиеся разнонаправленные от-
крытые трещины имеют ширину до
0,1—0,3 мм. По данным каротажа
(в частности, кавернометрии) предпо-
лагается значительное распространение
каверн и пустот в некоторых частях
126
разреза. Обусловленная этим проницае-
мость колеблется в пределах (41,8—
64,5) • 10~15 м2. О хороших коллектор-
ских свойствах известняков свидетель-
ствуют притоки пластовых вод от 240
до 480 м3/сут при понижении уровня
на 10—15 м против статического.
На значительной части территории
рифы перекрыты глинисто-карбонат-
ными и гипсоангидритовыми образова-
ниями киммеридж-титона, являющими-
ся неплохой покрышкой. Признаки неф-
тегазоносности в оксфордских извест-
няках наблюдались в скв. 137 (с. Ки-
селия-Мика) и 10 (с. Матросское) в
виде жидкой нефти, заполняющей от-
дельные каверны, а в скв. Р-14 (с. Вик-
торовка) и Р-1 (с. Киселия-Мика) в
процессе бурения отмечались проявле-
ния горючих газов.
По характеру строения (когда риф
выделяется в виде обособленного еди-
ного по фильтрационным свойствам гео-
логического тела) можно предположить,
что возможные залежи УВ будут отно-
ситься к категории массивных.
Нефтегазоносность зоны развития
рифов наиболее реальна в юго-восточ-
ной части, поскольку на западе, где
оксфордские известняки перекрывают-
ся мелом и палеогеном, они обводнены
и промыты, а в указанной перспектив-
ной зоне мощность киммеридж-титон-
ской в общем экранирующей толщй со-
ставляет свыше 300 м, и в этих рай-
онах были зафиксированы нефтегазр-
проявления из верхнеюрских отложе-
ний.
В Каркинитско-Северо-Крымском
прогибе и на Южно-Украинской моно-
клинали перспективы поисков залежей
УВ связываются с нижнемеловыми, в
меньшей мере с верхнемеловыми и па-
леогеновыми отложениями. Определен-
ный интерес представляют также обра-
зования пермско-триасового (?) воз-
раста, выполняющие Скадовский про-
гиб. Судя по соседним районам, они
сложены в основном песчано-глинисты-
ми породами, характеризующимися
высокой степенью гидрогеологической
закрытости. Эти факторы указывают на
необходимость изучения и выяснения
перспектив нефтегазоносности.
Нижнемеловой комплекс характери-
зуется благоприятным сочетанием кол-
лекторов и покрышек. Лучшими и наи-
более выдержанными по площади кол-
лекторами являются песчаники, зале-
гающие в основании разреза (базаль-
ные слои). В некоторых районах удо-
влетворительными емкостными и филь-
трационными свойствами обладают ран-
неальбские песчано-алевритовые по-
роды и нижняя часть верхнеальбского
подъяруса, а также туфы и туффиты,
приуроченные к разным уровням альб-
ского яруса.
Коллекторские свойства базальных
песчаников меняются по площади в не-
значительных пределах. В централь-
ной и северной частях Тарханкутского
п-ова, где они значительно преобразова-
ны вторичными процессами, прослежи-
ваются низкопористые (до 3—5 %) ма-
лопроницаемые разности пород. Испы-
тание объектов либо не давало резуль-
татов, либо имели место незначитель-
ные притоки воды.
В меньшей мере вторичным измене-
ниям подверглись базальные слои
в Борисовско-Авроровской зоне. Еще
далее к северу, в пределах северного
борта Каркинитско-Северо-Крымского
прогиба, коллекторские свойства пород
продолжают улучшаться. В этом отно-
шении принципиальное значение имеет
более спокойный характер тектониче-
ских движений. С точки зрения конди-
ционных коллекторов интересна шель-
фовая зона к югу от Тарханкутского
п-ова, поскольку она близка к источни-
кам сноса [2,68]. Об этом убедительно
свидетельствуют и разрезы в прилега-
ющих районах суши, в составе кото-
рых развиты песчаники с хорошими
коллекторскими свойствами, а также
результаты бурения на Ильичевском
поднятии.
В районах, расположенных южнее
и восточнее Тарханкутского п-ова, по-
мимо улучшения коллекторских свойств
увеличивается мощность отложений.
Так, в центральных районах Северного
Крыма (Серебрянская депрессия и
прилегающие к ней зоны) мощность
базальных слоев составляет 100—150,
а суммарная мощность песчаников
с каолинитовым цементом, обладаю-
щих лучшими емкостными и фильтра-
ционными свойствами, обычно превы-
шает 20 м. Открытая пористость кол-
лекторов в этих районах изменяется
от 5—7 до 20—25 %, а проницаемость
достигает 130-10-15 м2. О хороших
фильтрационных свойствах свидетель-
ствуют промышленные притоки газа
с конденсатом и нефтью на Татьянов-
ской и Октябрьской структурах, а так-
же значительные притоки воды (от 12
до 540 м3/сут), полученные на ряде
других площадей.
Непроницаемой покрышкой для ба-
зальных песчаников служат верхнеапт-
ские глинистые образования. Между
этой покрышкой и базальными песча-
никами почти повсеместно прослежи-
вается пачка плотных глинистых але-
вролитов и песчано-алевритистых ар-
гиллитов, представляющих собой псев-
допокрышку. Ее мощность в северо-
западной части Крыма изменяется от
5—10 до 30—60, составляя местами
70 м. В северо-восточных районах она
значительно увеличивается, превышая
обычно 100—150 м. С этой точки зре-
ния наиболее благоприятные условия
для нефтегазонакопления в Каркинит-
ско-Северо-Крымском прогибе, особен-
но на его северном крыле.
Наличие ложных покрышек суще-
ственно уменьшает, а зачастую сводит
на нет полезную емкость ловушки. Од-
нако на данном этапе изученности учи-
тывать этот фактор довольно трудно.
Это обусловлено недостаточной надеж-
ностью структурных построений по от-
ражающим горизонтам в толще нижне-
меловых пород и некоторой услов-
ностью верхней границы переходных
слоев из-за постепенной смены алев-
ролитов аргиллитами вверх по раз-
резу.
Все же, несмотря на приблизитель-
ность оценки высоты ловушки и мощ-
ности псевдопокрышки, в ряде случаев
можно уточнить степень перспективно-
сти ловушек в тех или иных районах
и объяснить причины отрицательных
результатов поисковых работ на ряде
площадей. Так, из-за большой мощно-
сти (более 100—150 м) верхнеаптской
псевдопокрышки в северо-восточной
части Равнинного Крыма вряд ли мож-
но рассчитывать на продуктивность
базальных песчаников в пределах выяв-
ленных и прогнозируемых здесь скла-
док, высота которых обычно не превы-
шает 100 м (Александровская, Арабат-
ская структуры).
С таких позиций нетрудно объяснить
причины обводненности базальных
слоев на Западно-Октябрьской, Знамен-
ской и Донузлавской структурах, вы-
сота которых соизмерима с мощностью
псевдо покрышки, а также обосновать
низкую перспективность этих пород
в пределах таких малоамплитудных
складок, как Восточно-Донузлавская и
Западно-Задориенская.
127
Рис. 75. Перспективы нефтегазоносности нижнемеловых отложений Южно-Украинского региона и направление неф-
тегазопоисковых работ на этот комплекс (1983 г.):
1 — основные разрывные нарушения; границы: 2 — главных структурных элементов, з — распространения кондиционной глинис-
той покрышки над базальными .слоями нижнего мела (а) и над пачкой верхнеальбских коллекторов (б), 4 — разделяющие области
с содержанием углеводородов в водорастворенных газах (в %): а — 50 и 50—75, б— 50—75 и >75, 5 — области с повышенным
коэффициентом упругости водорастворенных газов (>0,2); 6— изопахиты ложной покрышки над базальными слоями нижнего
мела; районы: /—отсутствия отложений, 8— развития коллекторов низкого качества, 9—развития емких коллекторов большой
мощности в альбской части разреза, 10 — перспективные, 11— пониженных перспектив, 12 — малоперспективные, 13 — не выяс-
ненных перспектив, 14 — бесперспективные; месторождения: 15 — газоконденсатные и газовые, 16 — нефтяные; 17 — нефтегазо-
проявления; локальные поднятия в толще нижнемеловых пород: 18 — прогнозные, 19 — выявленные, 20 — подготовленные к
поисковому бурению, 21 — находящиеся в поисковом или разведочном бурении, 22 — опоискованные с отрицательными резуль-
татами, 23 — рекомендуемые для постановки детальных сейсмических работ, 24 — рекомендуемые к глубокому бурению; пара-
метрические скважины: 25 — вскрывшие весь разрез нижнего мела, 26 — находящиеся в бурении, их проектная глубина и
горизонт, 27 — рекомендуемые к бурению, их проектная глубина и горизонт, 28 — площади, рекомендуемые для постановки
сейсмических исследований
8 — Новогаевское,
10 — Долинское,
12 — Мирновское,
14 — Воскресенов-
16 —
Выше оцениваются перспективы
нефтегазоносности локальных подня-
тий в пределах Серебрянской депрес-
сии и прилегающих к ней зон, где мощ-
ность верхнеаптской псевдопокрышки
обычно составляет 10—60 м. Однако
строение большинства из них изучено
еще недостаточно и невозможно надеж-
но определить их полезную высоту и
дать более уверенный прогноз нефтега-
зоносности. Поэтому большое значение
имеют детальность и точность картиро-
вания выявленных перспективных
объектов (Восточно-Татьяновской, Саф-
роновской, Матвеевской, Майской
структур), особенно на участках кри-
тических седловин.
На рис. 75 цифрами показаны ло-
кальные поднятия: 1 — Железнопор-
товское, 2 — Тендровское, 3 — Южно-
Тендровское, 4 — Новороссийское, 5 —
Михайловское, 6 — Болыпеклиновское,
7 — Гладковское,
9 — Надеждовское,
11 — Каиркинское,
13 — Вадимовское,
ское, 15 — Новоалексеевское,
Аверьяновское, 17 — Шатского, 18 —
Безымянное, 19 — Одесское, 20 — Кра-
евое-Восточное, 21 — Десантное, 22 —
Дельфин, 23 — Ушакова, 24 — Херсон-
ское, 25 — Кулисное, 26 — Гамбурце-
ва, 27 — Анчоус, 28 — Солнечное, 25 —
Сельского, 30 — Федоровское, 31 — Ди-
пломное, 32 — Штормовое, 33 — Нико-
лаевское, 34 — Шельфовое, 35 — Голи-
цына, 36 — Южно-Голицынское, 37 —
Шмидта, 38 — Северо-Шмидтовское,
39 — Альбатрос, 40 — Архангельского,
41 — Восточно-Архангельское, 42 —
Штилевое, 43 — Прибойное, 44— Крым-
ское, 45 — Центральное, 46 — Ильи-
^евское, 47 — Карбышева, 48 — При-
брежное, - 49 — Тарха^кутское, 50 —
Юбилярное, 51 Евпаторийское, 52 —
Западно-Меловое, 53 — Оленевское,
54 — Меловое, 55 — Родниковское,
56 — Западно-Октябрьское, 57 — Зна-
менское, 58 — Октябрьское, 59 — Гле-
бовское, 60 — Кировское, 61 — Задор-
ненское, 62 — Донузлавское, 63 —
Снежное, 64 — Западно-Крыловское,
65 — Крыловское, 66 — Треневское,
67 — Красноярское, 68 — Ульяновское,
69 — Рылеевское, 70 — Бакальское,
71 — Межводненское, 72 — Западно-
Межводненское, 73 — Каркинитское,
74 — Лазурное, 75 — Западно-Бакаль-
ское, 76 — Северо-Бакальское, 77 —
Борисовское, 78 — Авроровское, 79 —
Дивненское, 80 — Каштановское, 81 —
Ковыльненское, 82 — Березовское, 83—
Северное, 84 — Тарасовское, 85 — Сак-
ское, 86 — Николаевское, 87 — Новосе-
ловское, 88 — Северо-Новоселовское,
89 — Восточно-Воронковское, 90 —
Восточно-Дивненское, 91 — Кумовское,
92 — Западно-Татьяновское, 93 — Та-
тьяновское, 94 — Восточно-Татьянов-
ское, 95 — Ильинское, 96 — Первомай-
ское, 97 — Майское, 98 — Красновское,
99 — Барановское, 100 — Крестьянов-
ское, 101 — Деревненское, 102 — Крас-
ноперекопское, 103 — Воинское, 104 —
Новоивановское, 105 — Орловское,
106 — Александровское, 107 — Ново-
крымское, 108 — Клепининское, 109 —
Красногвардейское, 110 — Вишняков-
ское, 111 — Зеленоярское, 112 — Бала-
шовское, 113 — Передовое, 114 — Чай-
кинское, 115 — Предмостенское, 116 —
Славянское, 117 — Сивашское, 118 —
Арабатское, 119 — Западно-Бирючье,
120 — Северо-Бирючье, 121 — Федото-
ва, 122 — Восточно-Бирючье, 123 —
Обиточное-1, 124 — Обиточное-2, 125 —
Южно-Бердянское, 126 — Морское-2,
127 — Морское-1, 128 — Белосарайское,
129 — Ударное, 130 — Матросское,
131 — Небольшое, 132 — Западно-Ей-
ское, 133 — Пограничное, 134 — Неиз-
вестное, 135 — Западно-Бейсугское,
136 — Железинское, 137 — Бортовое-1,
138 — Бортовое-2, 139 — Гончаровское,
140 — Тамбовское, 141 — Видненское,
142 — Северо-Владислдвовское, 143 —
Мошкаревское, 144 — Королевское,
145 — Слюсаревское, 146 — Вулканов-
ское, 147 — Краснопольское, 148 —
Марьевское, 149 — Фонтановское, 150—
Горностаевское, 151 — Караларское,
152 — Булганакское, 153 — Камыше-
ватское, 154 — Прибрежное, 155 —
Мельничное, 156 — Моревское, 157 —
Кухаревское, 158 — Воронцовское,
159 — Ясенское, 160 — Бейсугское,
161 — Щербиновское, 162 — Новодере-
венковское, 163 — Каневское, 164 —
Северо-Каневское, 165 — Албашинское,
166 — Восточно-Албашинское, 167 —
Северо-Канеловское, 168 — Чебурголь-
ское, 169 — Уташское, 170 — Джигин-
ское, 171 — Куколовское, 172 — Адагу-
мовское, 173 — Псебепское, 174 — Бед-
няцкое, 175 — Даманское, 176 — Ниж-
небаканское, 177 — Южно-Абинское,
178 — Семисамское, 179 — Дообское,
180 — Прасковеевское.
Альбская часть разреза почти повсе-
местно сложена главным образом гли-
9 5—1634
129
нистыми отложениями, в связи с чем
она рассматривается как мощная регио-
нальная экранирующая толща. Поро-
ды-коллекторы играют в ней подчинен-
ную роль. Алеврито-песчанистые обра-
зования распространены в ряде рай-
онов Северного Причерноморья, При-
сивашья, в Прикаркинитской полосе
Равнинного Крыма, к югу от Донуз-
лавского озера. В последнем они раз-
виты наиболее широко и характеризу-
ются наилучшими коллекторскими
свойствами. Их мощность достигает
130—150 м. Важно и то, что переход-
ных слоев (т. е. ложной покрышки)
здесь нет, поэтому даже малоамплитуд-
ные складки представляют большой по-
исковый интерес. Естественно, что ча-
сти прогиба, составляющие продолже-
ние названных районов, перспективны
в разрезе альбского комплекса.
Вулканокластические породы, с ко-
торыми связаны газоконденсатные за-
лежи на Западно-Октябрьской струк-
туре и многочисленные нефтегазопро-
явления вплоть до промышленных при-
токов на Серебрянской и Северо-Сереб-
рянской площадях, характеризуются
сложным зональным распространени-
ем. Наиболее широко они развиты в
пределах южного борта, местами в при-
осевой зоне Каркинитско-Северо-Крым-
ского прогиба, с. Александровка на вос-
токе и с. Оленевка на западе. Характер
перехода между этими коллекторами и
глинистыми породами-покрышками
пока не изучен. Однако тот факт, что
перемежающиеся с ними и перекрыва-
ющие их аргиллиты зачастую сильно
обогащены вулканокластическим мате-
риалом, позволяет высказать предполо-
жение о трехслойном строении резер-
вуаров в пределах широкого развития
пирокластических образований. Содер-
жание этих пород в разрезе обедняется
на северном борту Каркинитско-Севе-
ро-Крымского прогиба, и перспектив-
ность альбских отложений здесь воз-
растает.
Из изложенного видно, что взаимо-
отношения коллекторов и покрышек
в нижнемеловых породах специфичны,
и поэтому подход к изучению развитых
в них ловушек должен быть не тради-
ционным.
При оценке перспектив нефтегазонос-
ти нижнемеловых отложений немало-
важными представляются гидрогеоло-
гические критерии, особенно состав во-
дорастворенных газов и коэффициент
130
их упругости, которые, по сути, явля-
ются прямыми показателями нефтега-
зоносности. Наряду с характером из-
менения приведенных напоров пласто-
вых вод они свидетельствуют о том, что
северо-западная и юго-восточная части
Крыма, северо-западная часть шельфа
Черного моря, а также Прикаркинит-
ская полоса Северного Причерноморья,
несомненно, более перспективны, чем
остальные районы этой области. Участ-
ки с повышенным коэффициентом уп-
ругости водорастворенных газов позво-
ляют судить о локализации основных
зон возможного газонакопления.
Таким образом, главными критери-
ями нефтегазоносности ловушек ниж-
немелового терригенно-глинистого
комплекса являются качество и мощ-
ность коллекторов, распространение и
качество глинистых покрышек, мощ-
ность разделяющего коллектор и по-
крышку проницаемого неколлектора
(псевдопокрышки), коэффициОнт уцру-
гости и состав водорастворенных газов.
Эти критерии учтены при оценке пер-
спектив нижнемелового комплекса и
выработке направлений нефтегазопоис-
ковых работ.
Карбонатные и глинисто-карбонат-
ные образования позднемелового и па-
леоценового возраста, по всей видимо-
сти, являются эпигенетично нефтегазо-
носными. Большая часть этой толщи
представляет собой порово-трещинные
и порово-каверново-трещинные коллек-
торы обычно с низкими емкостными,
но достаточно хорошими фильтрацион-
ными свойствами. Однако покрышки
развиты неповсеместно, и их качество
чаще всего невысокое. Поэтому основ-
ные перспективы комплекса связыва-
ются с Верхней палеоценовой частью,
надежно экранированной субрегиональ-
ной покрышкой раннеэоценового воз-
раста [68].
Основными факторами, контролиру-
ющими продуктивность палеоценовых
отложений в северо-западной части
Крыма и прилегающих районах, явля-
ются мощность верхнепалеоценовой
покрышки и высота ловушки. Качество
коллекторов относим к менее важным
факторам, так как литофациальная из-
менчивость палеоценового продуктив-
ного горизонта сравнительно невелика.
Роль непроницаемого экрана выполня-
ют нижнеэоценовые глины, достигаю-
щие мощности 20 м.
В таких условиях перспективность
ловушки определяется прежде всего
благоприятным соотношением мощно-
сти псевдопокрышки и высоты ловуш-
ки по кровле продуктивного горизонта,
т. е. перспективной следует считать ту
структуру, высота которой больше
мощности верхнепалеоценовой псевдо-
покрышки.
Контур перспективных земель по
палеоценовым отложениям определяет-
ся в основном границей распростране-
ния нижнеэоценовых глин, которые
прослеживаются на северо-западной
части шельфа Черного моря и в при-
легающих районах Крыма и Причерно-
морья. В северо-западной части Крыма
возможности палеоценовых отложений
в основном исчерпаны. На суше еще
перспективна южная Прикаркинитская
полоса Северного Причерноморья. Наи-
больший интерес представляет северо-
западный шельф Черного моря, где па-
леоценовые известняки перекрыты до-
статочно мощной (от 20 до 150 м) гли-
нистой покрышкой эоценовых образо-
ваний. Следует заметить, что по резуль-
татам бурения на Тарханкутском п-ове
в тех районах, где мощность нижне-
эоценовых глин превышает 20—25 м,
на семи из девяти антиклинальных
складок были выявлены газовые зале-
жи. О высоких перспективах рассмат-
риваемых пород на северо-западном
шельфе свидетельствуют данные гидро-
химии и гидродинамики пластовых вод,
а также открытые здесь месторожде-
ния.
На рис. 76 цифрами показаны ло-
кальные поднятия: 1 — Юбилейное,
2 — Безымянное, 3 — Одесское, 4 —
Краевое-Западнбе, 5 — Краевое-Восточ-
ное, 6 — Лунное, 7 — Кальмар, 8 —
Комсомольское, 9 — Десантное, 10 —
Дельфин, 11 — Ушакова, 12 — Гамбур-
цева, 13 — Сельского, 14 — Солнечное,
15 — Лучистое, 16 — Штормовое, 17 —
Голицына, 18 — Южно-Голицынское,
19 — Шмидта, 20 — Шельфовое, 21 —
Архангельского, 22 — Прибойное, 23 —
Крымское, 24 — Центральное, 25 —
Ильичевское, 26 — Тарханкутское,
27 — Западно-Меловое, 28 — Меловое,
29 — Западпо-Оленевское, 30 — Оле-
невское, 31 — Черноморское, 32 — Род-
никовское, 33 — Окуневское, 34 — За-
падно-Октябрьское, 35 — Октябрьское,
36 — Донузлавское, 37 — Краснополян-
ское, 38 — Глебовское, 39 — Карлав-
ское, 40 — Панское, 41 — Кировское,
42 — Задорненское, 43 — Межводнен-
ское, 44 — Западно-Черноморское, 45 —
Каркинитское, 46 — Лазурное, 47 — За-
падно-Бакальское, 48 — Северо-Бакаль-
ское, 49 — Каиркинское, 50 — Красно-
перекопское, 51 — Орловское, 52 — Ба-
лашовское, 53 — Джанкойское, 54 —
Вишневское, 55 — Славянское, 56 —
Передовое, 57 — Южно-Бердянское,
58 — Ударное, 59 — Белосарайское,
60 — Морское-2, 61 — Морское-1, 62 —
Владиславовское, 53 — Батальненское,
64 — Мошкаревское, 65 — Куйбышев-
ское, 66 — Северо-Белобродское, 67 —
Селезневское, 68 — Вулкановское, 69 —
Фонтановское, 70 — Краснопольское,
71 — Марьевское, 72 — Королевское,
73 — Слюсаревское, 74 — Новоникола-
евское, 75 — Мысовое, 76 — Северо-Ка-
зантипское, 77 — Восточно-Казантип-
ское, 78 — Северо-Керченское, 79 —
Караларское, 80 — Булганакское, 81 —
Малобабчикское, 82 — Михайловское,
83 — Горностаевское, 84 — Придорож-
ное, 85 — Восходовское, 86 — Приозер-
ное, 87 — Пограничное, 88 — Корень-
ковское.
Природные резервуары в толще верх-
немеловых пород также характеризуй
ются трехслойным строением. При этом
в разрезе преобладают проницаемые
неколлекторы. Удовлетворительные же
коллекторы и истинные покрышки рас-
пространены зонально, причем их бла-
гоприятное сочетание является скорее
исключением, чем правилом. Поэтому
в верхнемеловых отложениях могут
быть обнаружены главным образом не-
значительные скопления жидких УВ,
что подтверждено результатами поис-
ково-разведочных работ в северной ча-
сти Крыма. Глубокое бурение верхне-
меловых отложений проводилось здесь
на 19 площадях, причем разбуривались
они обычно не единичными скважина-
ми. В результате в семи скважинах
были получены небольшие, а в отдель-
ных скважинах промышленные (Сереб-
рянская и Октябрьская площади) при-
токи нефти, местами газа из разных
частей разреза. Однако промышленные
скопления не обнаружены. Продолжать
поисковые работы в верхнемеловых
отложениях целесообразно, если под-
твердится существование реологических
залежей в этом комплексе. Для провер-
ки следует бурить специальную поис-
ковую скважину в районе Серебрян-
ской структуры.
Перспективы нефтегазоносности
майкопских отложений в Каркинитско-
9‘
131
Рис. 76. Перспективы нефтегазоносности палеоценовых отложений Юга Украины на 1983 г.:
1 — основные разрывные нарушения; границы: 2 — главных структурных элементов, 3 —распространения кондиционной гли-
нистой покрышки, 4 — области распространения водорастворенных газов углеводородного состава, 5 — области с повышенным
коэффициентом упругости водорастворенных газов палеоценовых отложений (>0,2); в — изопахиты верхнепалеоценовой ложной
покрышки; районы: 1 — отсутствия палеоценовых отложений, 8 — прогнозируемого развития трещинно-поровых коллекторов
сравнительно невысокого качества, 9 — перспективные, 10 — малоперспективные, 11 — бесперспективные; месторождения: 12 —
газовые, 13— газоконденсатные; 14—нефтегазопроявления; локальные поднятия в толще палеоценовых пород: 15 — прогнозные,
16— выявленные, 17 —- подготовленные к поисковому бурению, 18— находящиеся в поисковом бурении, 19— опоискованные с
отрицательными результатами, 20 —рекомендуемые для постановки детальных сейсмических работ, 21 — рекомендуемые к бурению
Северо-Крымском прогибе доказаны от-
крытием газовых месторождений как
на суше, так и в прилегающих мор-
ских частях и при прочих положитель-
ных критериях (наличии коллекторов,
экранирующих толщ и положительных
гидрохимических показателей) лимити-
руются существованием других форм
ловушек УВ. Майкопские отложения
в принципе регионально нефтегазонос-
ны. В Каркинитско-Северо-Крымском
прогибе с ними связаны месторожде-
ния в Равнинном Крыму и в Черном
море. Перспективность этого комплекса
прежде всего зависит от наличия в раз-
резе песчано-алевритистых горизонтов.
Надежные непроницаемые покрышки
развиты практически повсеместно, так
как майкопская серия сложена преиму-
щественно глинами и генерирует УВ.
Районами широкого развития песчано-
алевритовых пород являются Северное
и Западное Причерноморье, а также
прилегающая часть Черного моря.
В ряде районов суши Западного и Се-
верного Причерноморья майкопские от-
ложения из-за неблагоприятных гид-
рогеологических условий поискового
интереса не представляют. В Равнин-
ном Крыму и Северном Присивашье
они. в основном уже разведаны. Поис-
ковый интерес майкопский комплекс
представляет на северо-западном шель-
фе Черного моря, где промышленная
продуктивность установлена на Голи-
цынской, Шмидтовской и Штормовой
структурах. Менее перспективна на
шельфе южная область прогиба, где
в разрезе прогнозируется малое содер-
жание песчано-алевритовых фракций
из-за большой отдаленности от источ-
ников сноса.
Перспективы нефтегазоносности
майкопских отложений в северной
части Крыма и прилегающих районах
суши ограничиваются северной, северо-
восточной частями Присивашья и слабо
изученной южной полосой Северного
Причерноморья.
На рис. 77 цифрами показаны ло-
кальные поднятия: 1 — Одесское, 2 —
Гамбурцева, 3 — Сельского, 4 — Ильи-
чевское, 5 — Голицына, 6 — Южно-
Голицынское, 7 — Шмидта, 8 — Архан-
гельского, 9 — Прибойное, 10 — Крым-
ское, 11 — Центральное, 12 — Западно-
Оленевское, 13 — Оленевское, 14 —
Краснополянское, 15 — Карлавское,
16 — Межводненское (Ярылгачское),
17 — Глебовское, 18 — Кировское, 19 —
Задорненское, 20 — Каиркинское, 21 —
Красноперекопское, 22 — Балашовское,
23 — Джанкойское, 24 — Передовое,
25 — Чайкинское, 26 — Славянское,
27 — Тюп-Тарханское, 28 — Стрелко-
вое, 29 — Южно-Сивашское, 30 — Вла-
диславовское, 31 — Батальненское,
32 —Красноармейское, 33 — Камен-
ское, 34 — Краснокутское, 35 — Бело-
каменское, 36 — Мысовое, 37 — Андре-
евское, 38 — Грушевское, 39 — Мошка-
ревское, 40 — Куйбышевское, 41 —•
Вулкановское, 42 — Селезневское, 43 —
Красногорское, 44 — Королевское, 45 —
Слюсаревское, 46 — Новониколаевское,
47 — Краснопольское, 48 — Марьев-
ское, 49 — Фонтановское, 50 — Горно-
стаевское, 51 — Михайловское, 52 —
Караларское, 53 — Малобабчикское,
54 — Булганакское, 55 — Придорожное,
56 — Восходовское, 57 — Приозерное,
58 — Кореньковское, 59 — Погранич-
ное, 60 — Южно-Керченское, 61 — Ани-
симовское, 62 — Таманское, 63 — Благо-
вещенское, 64 — Северо-Казантипское,
65 — Восточно-Казантипское, 66 — Се-
веро-Керченское, 67 — Северо-Булга-
накское, 68 — Сейсморазведочное, 69 —
Электроразведочное, 70 — Обручева,
71 — Южно-Бердянское, 72 — Белоса-
райское, 73 — Морское-1, 74 — Мор-
ское-2, 75 — Матросское, 76 — Неболь-
шое, 77 — Безымянное-1, 78 — Безы-
мянное-2, 79 — Сигнальное, 80 — За-
падно-Бейсугское, 81 — Бейсугское.
Неогеновый комплекс на подавляю-
щей части Крыма и Причерноморья
промыт инфильтрационными водами.
Перспективна западная часть прогиба,
где существует благоприятная гидро-
геологическая обстановка. Поисковый
интерес представляют тортонские тер-
ригенно-карбонатные образования, пе-
рекрытые нижнесарматскими глинами
мощностью 40—300 м.
На рис. 78 цифрами обозначены ло-
кальные поднятия: 1 — Одесское, 2 —
Гамбурцева, 3 — Сельского, 4 — Ар-
хангельского, 5 — Крымское, 6 — Голи-
цына, 7 — Шмидта, 8 — Приазовское,
9 — Морское-2, 10 — Безымянное, 11 —
Небольшое, 12 — Сигнальное, 13 — За-
падно-Бейсугское, 14 — Бортовое-1,
15 — Бортовое-2, 16 — Северо-Казан-
типское, 17 — Восточно-Казантипское,
18 — Северо-Керченское, 19 — Северо-
Булганакское, 20 — Сейсморазведоч-
ное, 21 — Сольпромовское, 22 — Крас-
нокутское, 23 — Семеновское, 24 — Ак-
ташское, 25 — Новониколаевское, 26 —
133
Рис. 77. Перспективы нефтегазоносности майкопских отложений Южно-Украинского региона и направление нефтега-
зопоисковых работ на этот комплекс на 1983 г.:
1 — разрывные нарушения; границы: 2 — главных структурных элементов, 3 — областей развития песчано-алевролитовых пород
в нижнем (а) переднем (о)'‘Майкопе, 4— разделяющие области с содержанием углеводородов в водорастворенных газах (в %):
а — 50 и 50—75, б — 50—75 и >75, 5 — области с повышенным коэффициентом упругости водорастворенных газов (>0,2);
районы: в — отсутствия майкопских отложений, / — перспективные, 8— малоперспективные, 9— невыясненных перспектив, 10—
бесперспективные; месторождения: п — газовые, 12 — газоконденсатные, 13 — нефтяные; 14 — газопроявления; 13 — нефтепроявле-
ния; локальные поднятия в толще майкопских пород: 16 — прогнозные, 17 — выявленные, 18 —• подготовленные к поисковому
бурению, 19 — находящиеся в бурении, 20 — опоискованные с отрицательными результатами, 21 — рекомендуемые для постановки
детальных сейсмических работ, 22 — рекомендуемые к бурению
Рис. 78. Перспективы нефтегазоносности неогеновых отложений Южно-Украинского региона и направление нефте-
газопоисковых работ на этот комплекс (1983 г.):
1 — разрывные нарушения; границы: 2 — главных структурных элементов, 3 — наиболее перспективной части комплекса, 4 —
распространение кондиционной покрышки над основным перспективным комплексом; районы: 5 — отсутствия неогеновых от-
ложений, 6 — перспективные, 7 — малоперспективные, 8 — невыясненных перспектив, 9 — бесперспективные; месторождения:
10 — газовые, 11 — нефтяные; 12 — газопроявления; 13 — нефтепроявления; • локальные поднятия в толще неогеневых пород:
14 — прогнозные, 15 — выявленные, 16 — подготовленные к поисковому бурению, 17 — находящиеся в бурении, 18 — опоискован-
ные с отрицательными результатами, 19 — рекомендуемые для постановки сейсмических работ, 20 — рекомендуемые к бурению
Чистопольское, 27 — Карамское, 28 —
Бурашское, 29 — Войковская группа,
30 — Глазовское, 31 — Борзовское, 32—
Маякское, 33 — Восточно-Октябрьское,
34 — Солдатское, 35 — Репьевское,
36 — Бекечское, 37 — Сокольское, 38 —
Алагольское, 39 — Чурбашское, 40 —
Приозерное, 41 — Пограничное, 42 —
Яковенковское, 43 — Кореньковское,
44 — мыса Каменного, 45 — Северное
Пекло, 46 — горы Горелой, 47 — Фон-
таловское, 48 — Кучугурское, 49 —
Голубицкое, 50 — Таманское, 51 —
Краткова, 52 — Костенковское, Зелен-
ское, 53 — Карабетовское, 54 — Северо-
Кизилташское — Железный Рог, 55 —
Комендантское, 56 — Фанагорийское,
57 — Старотитаровское, 58 — Камыше-
ватое-Вышестеблиевское, 59 — Еремин-
ское, 60 — Благовещенское, 61 — Уташ-
ское, 62 — Джигинское, 63 — Курчан-
ское, 64 — Западно-Анастасиевское,
65 — Анастасиевско-Троицкое, 66—
Адагумское, 67 — Кеслеровское, 68 —
Кудако-Киевское, 69 — Славянское,
70 — Фрунзенское, 71 — Гривненское,
72 — Красноармейское, 73 — Южно-
Керченское, 74 — Вернадского, 75 —
Абиха, 76 — Калкан, 77 — Субботина,
78 — Лычагина, 79 — Рыбацкое, 80 —
Скалистое, 81 — банки Анисимова,
82 — Маячное, 83 — банки Вольского,
84 — Карабельное, 85 — Пионерское,
86 — Витязевское Морское, 87 — Рифо-
вое.
По гидрохимическим показателям
пластовым тортонским водам отвечает
почти предельная насыщенность угле-
водородными газами, зафиксированны-
ми на Голицынском поднятии.
В Индоло-Кубанском прогибе основ-
ные перспективы поисков залежей УВ
связываются с верхнеюрскими, меловы-
ми и палеоген-неогеновыми отложе-
ниями.
В юрских породах юго-восточной
части Крыма наиболее интересны зоны
распространения погребенных рифовых
массивов. Их изучают в аспекте новых
направлений поисково-разведочных ра-
бот.
На восточном погружении меганти-
клинория Горного Крыма установлены
платформенные и геосинклинальные ри-
фогенные комплексы. По времени фор-
мирования они охватывают диапазон от
келловея до титон-берриаса включи-
тельно. Платформенные (барьерные)
рифы в виде протяженных тел мощно-
стью до 500 м приурочены к зоне соч-
ленения Восточно-Крымского синкли-
нория с прилегающей с севера Скиф-
ской платформой. Полоса их развития
протягивается через массив Агармаш,
Гончаровскую и Видненскую площади
к востоку вдоль северного склона Кер-
ченского вала. Их пространственная ло-
кализация контролируется крупным
разломом вдоль северных предгорий и
Владиславовско-Восходовской шовной
зоной на Керченском п-ове. Барьерный
риф значительной протяженности уста-
навливается на границе Скифской
платформы с Кавказской геосинкли-
налью вдоль Ахтырской шовной зоны.
Пространственная корреляция Восточ-
но-Крымского и Предкавказского барь-
ерных рифов еще окончательно не ре-
шена, однако их генетическое родство
очевидно.
Геосинклинальные рифы в виде изо-
лированных, но часто значительных по
мощности (до 1000—1500 м) массивов
развиты в пределах мегантиклинория
Горного Крыма на Туакском поднятии
и в Судакском синклинории. Здесь они
обнажаются на дневной поверхности и
прогнозируются как погребенные тела
далее к востоку в районе Юго-Западной
равнины Керченского п-ова.
Перспективными в рифогенных комп-
лексах являются не только органоген-
ные постройки, но также зарифовые и
предрифовые (шлейфовые) фации.-На-
личие среди биогермных образований
хороших коллекторов доказано: мощны-
ми притоками воды на Гончаровской и
Тамбовской площадях, а также про-
мышленной нефтегазоносностью верх-
неюрских рифов в северо-западной час-
ти Кавказа.
Изучение коллекторских свойств ри-
фогенных известняков на Видненской
площади показало, что они обладают
очень низкой открытой пористостью (от
0,74 до 2,9, изредка 4,25 %) и чрезвы-
чайно малой межагрегатной проницае-
мостью— (0,01—0,6) • 10-15 м2. Иссле-
дованные породы секутся многочислен-
ными р!азнонаправленными нитевидны-
ми стилолитовыми и сутуро-стилолито-
выми трещинами. Большинство из них
залечены битуминизированным глинис-
тым веществом или мелкокристалличе-
ским кальцитом. Некоторые трещины
открытые или частично открытые. Ми-
неральный заполнитель — битуминизи-
рованное глинистое вещество.
Открытые трещины шириной от 17
до 20 мкм осложняются порами выще-
136
лачивания по ходу, трещин. Трещинная
пористость 0,1—0,2 %, проницаемость
(4,1 —13,6) • 10~15 м2, плотность трещин
0,21-1,59 см/см2.
Итак, пустотное пространство рифо-
генных известняков имеет сложное
строение и представлено кавернами,
порами, главным образом субкапилляр-
ными, и трещинами различных разме-
ров и конфигурации. В основном кол-
лекторские свойства пород предопреде-
ляются трещиноватостью, т. е. извест-
няки, слагающие рифовый массив, отно-
сятся к коллекторам смешанного ти-
па — каверно-порово-трещинным. Об-
разование трещиноватости следует
связывать с влиянием тектонических
факторов. На Видненской площади ри-
фовый массив не перекрывается надеж-
ной экранирующей толщей, что являет-
ся одной из причин его обводненности.
Это, возможно, обусловило процессы
прогрессивного выщелачивания и за-
полнения трещин карбонатно-глинис-
тым материалом, что ухудшило первич-
ные емкостные и фильтрационные свой-
ства пород.
В рассматриваемом районе пока не
встречены характерные для классиче-
ских рифовых комплексов экраны в ви-
де сульфатно-галогенных толщ выпол-
нения. Одндко исключать фациальную
изменчивость покрывающих рифы юр-
ских или самых низов нижнемеловых
пород на восточном погружении Вид-
ненской площади в условиях накопле-
ния рифогенного комплекса пока нет
основания.
Таким образом, в проблеме поисков
органогенных построек верхней юры —
берриаса не менее важной задачей яв-
ляется изучение экранирующих воз-
можностей пород, под которыми погре-
бены рифовые тела. В настоящее время
она решается бурением парамет-
рических скважин на Западно-Фонта-
новской площади, а также целенаправ-
ленным бурением скважин на Северо-
Владиславовской и Краснопольской
площадях.
Всестороннее изучение нижнемелово-
го комплекса пород в пределах Индоло-
Кубанского прогиба является одной из
главных задач на ближайшую перспек-
тиву. Однако это связано с рядом труд-
ностей: структурный план нижнемело-
вых отложений не установлен, имеются
только фрагментарные построения по
IV условному горизонту, относимому
к верхам альба; полностью отложения
нижнего мела пройдены только Мош-
каревской параметрической скважи-
ной.
В результате анализа мощностей, ве-
щественного состава и характера склад-
чатости структурных комплексов оса-
дочного разреза подтверждается пред-
ставление о выклинивании (замыка-
нии) северной ветви кавказских гео-
синклинальных прогибов в районе
Керченского п-ова. Субплатформенные
условия замыкающихся геосинкли-
нальных прогибов на Керченском п-ове
способствуют более широкому разви-
тию песчано-алевритовых пород. Как
коллекторы наибольший интерес здесь
представляют образования неокома и
апта.
Тектонические движения неоком-
ского времени, вычленившие Горно-
крымскую геосинклиналь из районов
интенсивного прогибания, проявились
на ее восточном продолжении весьма
активно. Подтверждением тому служат
фактические материалы, полученные
при прохождении Мошкаревской пара-
метрической скважиной: неокомские
отложения сложены преимущественно
грубообломочной толщей мощностью
133 м, вплоть до конгломератов, на ко-
торой с угловым несогласием залегают
образования апта. Эти данные подтвер-
ждают предположение о наличии ба-
зального комплекса в низах меловой
толщи Керченского п-ова. Влияние
неокомских тектонических движений
сказывалось и несколько позже, о чем
свидетельствует терригенный характер
отложений апта. Широкое развитие пес-
чано-алевритовых образований в ниж-
ней части отложений мела и увеличе-
ние их роли в разрезе к востоку под-
тверждают и синхронные разрезы в
смежных районах северо-западной час-
ти Кавказа, где породы-коллекторы
гранулярного и трещинного типов при-
урочены к низам альба — апта (долмен-
ская свита, убинский горизонт), готе-
риву (фанарская свита, горизонты со-
лодкинский и дерби) и валанжину (за-
порожский горизонт). Мощность от-
дельных песчаных пачек и горизонтов
колеблется в пределах от 20—30 до
250—300 м. Дебиты воды при испыта-
нии этих отложений нередко достигали
100—400 м3/сут.
О возможном наличии резервуаров
в нижнемеловых отложениях Индоло-
Кубанского прогиба свидетельствуют
нефтегазопроявления и притоки воды
Ю 5—1634
137
и газа из этой части разреза на Мош-
каревской и Марьевской площадях.
В северо-западной части Кавказа прак-
тическая ценность нижнемеловых отло-
жений подтверждена открытием зале-
жей на Дообской, Парасковеевской,
Ставропольской, Южно-Самурской,
Ширванской площадях.
Образования позднемелового возрас-
та представляют интерес прежде всего
в юго-западной и северо-восточной час-
тях Керченского п-ова, где глубины их
залегания обычно не превышают 4,5—
5 км. Возможно, продуктивные коллек-
торы в верхнемеловых отложениях раз-
виты на трех стратиграфических уров-
нях. В сеномане, в районе развития
разрезов сильно сокращенного типа,
они связаны с песчано-алевритовыми
пластами, содержащими поровые кол-
лекторы. Наилучшие емкостные свой-
ства их приурочиваются к присводовым
частям палеоподнятий. В отложениях
кампана (в разрезах сокращенного ти-
па) и турона (в разрезах полного ти-
па) они связаны с прослоями известня-
ков, порово-каверново-трещинные кол-
лекторы которых в значительной мере
обусловлены влиянием тектонических
нарушений.
Помимо известных нефтегазопрояв-
лений и притоков на Мошкаревской,
Куйбышевской, Селезневской, Марьев-
ской, Фонтановской складках в на-
стоящее время на верхнемеловой комп-
лекс ведется бурение в северном блоке
Краснопольской складки и на Северо-
Вулкановской площади. Результаты бу-
рения улучшают прогноз. Сильный га-
зовый выброс при забое 3609 м имел
место в скв. 7 на Краснопольской
структуре, пластоиспытателем полу-
чен приток газа в Северо-Вулканов-
ской скв. 1.
Значительный поисковый интерес
в Индоло-Кубанском прогибе представ-
ляют палеоценовые и эоценовые отло-
жения как центриклинальные замыка-
ния северных ветвей кавказских фли-
шевых прогибов, обогащенных в суб-
платформенных условиях песчано-але-
вритовым и карбонатным материалом,
с одной стороны, и как продолжение
основных флишевых прогибов в юго-
западном направлении южнее Керчен-
ского п-ова, с другой. В этом плане па-
леоценовые отложения рассматривают-
ся в трех формациях: типично флише-
вая расположена к югу от Керченского
п-ова, карбонатно-терригенная плат-
138
форменная — в юго-восточной части
полуострова и флишоидная с севера и
юга развита на западном замыкании
кавказских флишевых формаций. Каж-
дая формация представляет поисковый
интерес прежде всего в пределах Кер-
ченского п-ова, где существуют благо-
приятные условия для формирования
залежей УВ. Большой интерес пред-
ставляет и карбонатно-терригенный
платформенный разрез палеоцена в ус-
ловиях Юго-Восточной равнины Кер-
ченского п-ова.
Перспективы поисков новых залежей
УВ в майкопских отложениях Индоло-
Кубанского прогиба распространяются
на Керченский п-ов, восточную часть
Равнинного Крыма и акваторию Азов-
ского моря, включая Среднеазовское
поднятие. Они определяются наличием
промышленных залежей на ряде пло-
щадей (Фонтановской, Южно-Сиваш-
ской, Стрелковой), развитием удовле-
творительных коллекторов, приурочен-
ных преимущественно к низам и сред-
ней части серии, а также безупречны-
ми глинистыми покрышками. На рас-
пределение песчано-алевритовых по-
род в базальных слоях Юго-Западной
равнины Керченского п-ова существен-
но влиял эрозионно-тектонический
рельеф домайкопской поверхности,
обусловивший отсутствие коллекторов,
в присводовых частях ряда локальных
поднятий. Поэтому здесь широко разви-
ты ловушки комбинированного типа,
например Фонтановская, Дубровская,
Горностаевская, Алексеевская, Северо-
Селезневская, Западно-Фонтановская.
На первой из них уже выявлены газо-
конденсатные залежи. В Запарпачье й
Азовском море удельное значение кол-
лекторов в разрезе возрастает, песчано-
алевритовый состав разреза характерен
также для сводовых частей поднятий.
Об этом свидетельствуют результаты
бурения, проведенного на Слюсаревской
структуре.
Вторым перспективным направлени-
ем нефтегазопоисковых работ, которое
может обеспечить прирост запасов УВ
в ближайшее время, являются поиски
залежей в среднемайкопских отложе-
ниях.
Залежи нефти и газа в, этой час-
ти разреза связаны с зонально разви-
тыми песчано-алевритовыми пластами
(Южно-Сивашская, Владиславовская,
Мошкаревская площади), прослежива-
емыми в северо-западной части полу-
острова и трассируемыми до района
г. Геническ. Участок максимальной
суммарной мощности (порядка 100 м)
установлен в полосе, протягивающейся
от Стрелкового месторождения на севе-
ре до Андреевской и Насырской площа-
дей на юге.
Нефтегазоносность неогенового комп-
лекса на суше в основном исчерпана.
Практический интерес представляют
Азовское и северо-восточный шельф
Черного морей. Здесь по типу ожидае-
мых залежей можно выделить три рай-
она.
Первый — восточная часть Средне-
Азовского поднятия, где установле-
на промышленная газоносность неоге-
новых отложений на сравнительно ма-
лоамплитудных Западно-Бейсугском и
Сигнальном локальных поднятиях. На-
личие неразведанных складок в непо-
средственной близости от газоносных
структур позволяет оценивать описы-
ваемый район в качестве перспектив-
ного.
Второй район — южная часть Азов-
ского моря. Здесь весьма перспективны
структуры, осложненные процессами
диапиризма в нижних горизонтах отло-
жений среднего миоцена. Уже получе-
ны промышленные притоки газа на Се-
веро-Керченской складке и есть пред-
посылки, что в этой полосе можно ожи-
дать развитие залежей, аналогичных
установленным на Анастасиевско-Тро-
ицком месторождении.
Повышенный интерес представляет
третий район — Керченско-Таманский
прогиб, где сейсморазведкой установ-
лен обширный ряд антиклиналей, в
той или иной мере осложненных гли-
няными диапирами. По-видимому,
здесь могут быть развиты залежи в
диапировых и криптодиапировых склад-
ках приосевой зоны прогиба, экраниро-
ванные диапировым ядром, или плас-
товые сводовые под его апикальной час-
тью, как это установлено на месторож-
дениях прилегающей суши — Благове-
щенском, Приозерном и др. На южном
борту прогиба, где мощности майкоп-
ских глин резко уменьшаются, следует
ожидать пластово-сводовые и литоло-
гически экранированные залежи в нор-
мальных антиклиналях, аналогичные
залежам, установленным на южном
борту Западно-Кубанского прогиба (Се-
веро-Абинское, Северо-Украинское,
Адагумское, Кеслеровское и другие
месторождения).
НАПРАВЛЕНИЕ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ
РАБОТ И РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО МЕТОДИКЕ ПОИСКОВ
В пределах Преддобруджинского про-
гиба на основании геолого-геофизиче-
ских данных можно наметить наиболее
перспективные направления нефтепо-
исковых работ:
поиски и разведка палеозойских объектов
в Тузловской депрессии, изучение разрезов и
оценка перспектив нефтегазоносности пале-
озойских образований, в том числе рифоген-
ных в других зонах прогиба;
поиски и оценка перспектив нефтегазонос-
ности в юрских терригенных отложениях и
подстилающих триасовых, изучение и оценка
перспектив рифогенного верхнеюрского комп-
лекса.
За XI пятилетку получена дополни-
тельная геолого-геофизическая инфор-
мация, в результате обобщения которой
можно конкретизировать объекты и ха-
рактер нефтегазопоисковых работ.
По первому направлению поисково-
разведочные работы на девонский
комплекс предлагается сосредоточить
в Тузловской депрессии (см. рис. 73)
и продолжить разведку Восточно-Са-
ратского нефтяного месторождения.
В Тузловской депрессии необходимо
усилить сейсмические детальные иссле-
дования по подготовке и выявлению
структур для поискового бурения. Уже
в 1985 г. целесообразно ввести в поис-
ковое бурение Белолесскую, Желтояр-
скую и Вишневую структуры, а также
подготовить к бурению Широковскую
и Светлодолинскую, входящие в состав
Саратской зоны поднятий.
В районах невыясненных перспектив
Измаильской депрессии и Суворовско-
Змеиной зоны поднятий следует про-
вести поисковые сейсмические работы
в комплексе с бурением Измаильской
и Вилковской (или Килийской) пара-
метрических скважин.
В составе региональных работ осо-
бое значение должен иметь сейсмиче-
ский профиль по линии параметриче-
ских скважин Измаильская — Суворов-
ская — Виноградовская — Восточно-
Ореховская — Мирнопольская. Значе-
ние этого регионального сечения
может иметь большую ценность, если
максимально увеличить плотность сей-
смических наблюдений и провести вы-
сокоточные гравиметрические исследо-
вания. С помощью комплексного и на-
правленного изучения геолого-геофизи-
ческих материалов будет выяснено
10
139
строение палеозойских образований, в
том числе прогнозируемых в разрезах
девона и силура рифогенных комплек-
сов.
Бурение Вилковской (или Килий-
ской) и Белгород-Днестровской пара-
метрических скважин должно повысить
информативность данных по второму
региональному геолого-сейсмическому
профилю. С помощью второго профиля
будет изучаться разрез Нижнеднест-
ровской депрессии, а также оценивать-
ся перспективность ее нефтегазонос-
ности.
В оценке перспектив нефтегазонос-
ности палеозойского разреза Преддо-
бруджинского прогиба важное значение
имеет Алуатско-Чалыкская депрессия;
в ее украинской части на Червоноар-
мейской площади целесообразно зало-
жить параметрическую скважину глуби-
ной более 5000 м, которая, по-видимо-
му, обеспечит вскрытие нижнедевон-
ски;х образований. По этому поводу за-
метим, что здесь доюрский разрез прак-
тически не изучен.
В плане изучения силурийских рифо-
генных образований следует пробурить
Мирнопольскую параметрическую сква-
жину в северной бортовой зоне проги-
ба. Местоположение скважины опреде-
лится после детальных геофизических
исследований, включающих сейсмиче-
ские, гравиметрические и электроразве-
дочные.
По второму направлению (см.
рис. 74) в настоящее время поисковое
бурение проводится на Червоноармей-
ской и Фурмановской структурах. При
бурении Виноградовской параметриче-
ской скважины по техническим причи-
нам геологическая информация полу-
чена лишь частично. Следует обяза-
тельно заложить еще одну скважину,
сместив ее к крылу складки, только
тогда можно дать действительную
оценку среднеюрского терригенного и
подстилающего его пермо-триасового
комплекса. И что не менее важно, та-
ким способом можно определить досто-
верность структурных построений
сейсморазведкой.
Подготовку структур под глубокое
бурение следует продолжить на Валя-
Пержийской, Банновской, Белградской,
Сафьяновской, Суворовской, Орехов-
ской и Килийской площадях. Весьма
существенным при реализации этого
направления должно быть совмещение
опоискования среднеюрской терриген-
140
ной части разреза и подстилающих
триасовых образований.
Составной частью второго направле-
ния является изучение верхнеюрского
рифогенного комплекса. Объективные
геологические данные способствуют
активизации исследований, направлен-
ных на изучение верхнеюрских рифо-
вых тел как возможных углеводород-
ных ловушек. Конкретную информа-
цию можно получить по двум регио-
нальным геолого-геофизическим про-
филям, рекомендованным ранее для
исследования палеозойской части раз-
реза в зонах пересечения их с полосой
развития юрских рифогенных образо-
ваний.
Основным критерием оценки пер-
спективности следует считать наличие
экранирующих отложений, перекры-
вающих рифовые тела. Для этого гео-
логической информации недостаточно,
она неоднозначна, поскольку по всей
территории строение покрывающих
риф отложений различно. В частности,
для молдавской территории характерен
глубокий размыв и перекрытие юрских
рифогенных отложений мел-палеогено-
выми, в основном проницаемыми.
В центральной части условия более
благоприятны. Здесь над рифами зале-
гают пачки глин с прослоями прони-
цаемых разностей, а выше — сульфат-
но-галогенные образования. В южной
части перекрывающие рифы терриген-
ные отложения представлены главным
образом проницаемыми горизонтами,
хотя имеются и глинистые пачки. Вся
толща между рифами и сульфатно-га-
логенными отложениями соизмерима по
мощностям с амплитудами возможных
структур, и в этой связи только эти
образования в основном должны оце-
ниваться с точки зрения наличия пе-
рекрывающих экранов.
Следует отметить, что в принципе
юрский и подстилающий комплексы
перспективны на суше и к юго-востоку
в экваториальной части прогиба.
На большей части Каркинитско-Се-
веро-Крымского мезо-кайнозойского
прогиба по результатам исследований
можно выделить следующие направле-
ния нефтегазопоисковых работ: поиски
залежей УВ и оценка перспектив неф-
тегазоносности меловых отложений; по-
иски залежей и оценка перспектив па-
леогеновых образования; оценка пер-
спектив нефтегазоносности неогенового
комплекса.
По первому направлению наиболь-
ший интерес представляют структуры
Серебрянской депрессии и прилегаю-
щих районов Октябрьско-Меловой и
Южно-Донузлавской зон.
В пределах Серебрянской депрессии
перспективы поисков прежде всего свя-
зываются с районом Татьяновского га-
зоконденсатного месторождения. Полу-
чение значительного притока газа с кон-
денсатом в скв. 8 свидетельствует о про-
мышленном значении выявленной
здесь залежи, о целесообразности рас-
ширения поисковых работ и вводе в бу-
рение Восточно-Татьяновского и Пер-
вомайского (Сафьяновского, Матвеев-
ского) поднятий, которые выявлены
при переинтерпретации материалов
сейсморазведки. Для их подготовки
к бурению необходим небольшой объем
дополнительных сейсмических работ.
Поисковый интерес представляют
также подготовленные к бурению
структуры, расположенные севернее и
южнее Татьяновской зоны складок —
Деревненская, Восточно-Воронковская,
Майская. Первая рекомендуется к вво-
ду в поисковое бурение. Для оконча-
тельного решения вопроса о степени
перспективности двух других следует
провести повторную интерпретацию
сейсмических материалов с учетом ре-
зультатов бурения параметрической
скважины. В поисковое бурение следу-
ет ввести и Новоивановскую структуру,
расположенную к северо-востоку от
Татьяновского месторождения по на-
правлению периклинального замыка-
ния Северо-Крымского прогиба. Это
поднятие практически уже подготовле-
но к бурению и по геологическим пред-
посылкам локального прогноза находит-
ся в благоприятных условиях.
В пределах Октябрьско-Меловой зо-
ны складок в качестве объекта для за-
ложения параметрической скважины
рассматривается Родниковская пло-
щадь; на ней бурением не изучена наи-
более перспективная неоком-аптская
часть разреза. Предлагаемую скважи-
ну глубиной 4600 м рекомендуется за-
ложить на расстоянии 500 м к юго-за-
паду от скв. 1.
Южно-Донузлавская зона привлека-
ет внимание тем, что в ее пределах
широко развиты коллекторы не только
в базальных слоях нижнего мела, но и
в альбской части разреза. Залегают они
на глубинах до 2500 м и характеризу-
ются лучшими емкостными и фильтра-
ционными свойствами, чем в более се-
верных районах. В связи с этим наме-
чающиеся здесь локальные поднятия
(Треневское, Снежное) необходимо ис-
следовать сейсморазведкой. В прогибе
первоочередное значение имеют Тар-
ханкутская и Юбилейная структуры,
находящиеся к югу от Октябрьского
месторождения, в районе, где в ниж-
немеловых образованиях прогнозиру-
ются породы с хорошими коллектор-
скими свойствами. Благоприятное соче-
тание характера геологического разреза
и дислоцированности нижнемеловых
отложений к западу от Тарханкутской
и Юбилейной складок создает предпо-
сылки для подготовки к бурению на-
мечаемых Прибрежного, Центрального,
Крымского, Прибойного локальных
поднятий, расположенных к югу от
Тарханкутско-Сулинского разлома. Для
выявления и подготовки к бурению
объектов большой интерес представляет
относительно широкая полоса (см.
рис. 75), расположенная к востоку от
Голицынского месторождения, которая
рассматривается нами как зона сочле-
нения древней и молодой платформ.
Это зона относительно активной текто-
нической подвижности и формирования
выраженных в разрезе четких струк-
турных форм. В ее пределах весьма
перспективны детальные сейсмические
работы на Северо-Шмидтовском, Кар-
кинитском, Лазурном, Западно-Бакаль-
ском поднятиях. Общая площадь Кар-
кинитско-Северо-Крымского прогиба,
оценивающаяся как перспективная или
относительно пониженных перспектив,
в пределах рассматриваемой области
составляет более 40 тыс. км2. При та-
ких масштабах площади и неадекват-
ных объемах параметрического бурения
последнее даст информацию о геологи-
ческих разрезах в неизученных частях.
В этом отношении целесообразно зало-
жить такую скважину на Одесской
структуре с максимальным вскрытием
разреза осадочных образований на про-
должении Преддобруджинского проги-
ба, а также поисковую скважину на ме-
зозойские образования на поднятии
Гамбурцева.
В пределах перспективных земель
прикаркинитской части Северного При-
черноморья геофизическими работами
доказано наличие в толще нижнеме-
ловых пород ряда малоамплитудных
складок. На некоторых в сводовых ус-
ловиях пробурены поисковые иди пара-
141
метрические скважины, не давшие при-
токов УВ, но подтвердившие положи-
тельную оценку геологического разре-
за. Непосредственным свидетельством
служат и газопроявления из домело-
вых образований в Скадовском прогибе
(Новофедоровская площадь). В настоя-
щее время к поисковому бурению под-
готовлены Каиркинская, Вадимовская
и Михайловская структуры.
По результатам комплексного анали-
за основных критериев нефтегазонос-
ности относительно небольшие залежи
газа могут быть обнаружены как в раз-
резе мел-палеогеновых, так и домело-
вых отложений. Наибольший интерес
для опоискования мел-палеогеновой
части разреза представляют Мирно-
польская и Каиркинская структуры.
Последняя интересна с точки зрения
основных критериев локального про-
гноза. Что касается домеловых отложе-
ний, то их целесообразно изучать про-
фильным, бурением и планировать зало-
жение первоочередной параметрической
скважины к северу от Новофедоровской
скважины. В дальнейшем этот профиль
следует уплотнить бурением еще одной
скважины между проектируемой и про-
буренной Болыпеклиновской. По геоло-
гическим данным, в указанном пере-
сечении в дальнейшем можно будет
изучать домеловый комплекс далее
к западу; в частности, необходимо за-
ложить Бехтеревскую скважину для
выяснения характера выклинивания
домеловых отложений в условиях
структурного залива.
Характер природных резервуаров
в толще верхнемеловых пород, а также
насыщения их УВ еще не выяснены.
По конечным отрицательным результа-
там опоискования этого комплекса до
последнего времени не было оснований
вести значительные геологоразведоч-
ные работы. Изучение этих отложений
целесообразно продолжить в связи с ве-
роятным развитием залежей реологи-
ческого типа в карбонатном комплексе
верхнего мела и, в частности, следует
заложить специальную скважину на
Северо-Серебрянском поднятии с пол-
ным комплексом соответствующих гео-
физических исследований в процессе
бурения по специальной технологии.
При получении положительных или об-
надеживающих результатов эти рабо-
ты целесообразно будет развить и на
других объектах, где из верхнемеловых
отложений были получены притоки
142
нефти. Наращивать объемы нефтега-
зопоисковых работ до получения таких
результатов не обосновано.
По второму направлению палеогено-
вые отложения Каркинитско-Северо-
Крымского прогиба достаточно полно
разведаны в пределах Тарханкутского
п-ова (см. рис. 76) и к западу от него.
По результатам разведки установлено
влияние ложной верхнепалеоценовой
покрышки. При прочих благоприятных
геологических условиях перспектив-
ность может быть выяснена после до-
стоверного картирования структуры.
Учитывая мощности ложной покрыш-
ки (более 150 м) и предполагаемое
ухудшение коллекторских свойств
в приосевой зоне прогиба, целесообраз-
но этот район на ближайшее время ис-
ключить из объектов, в пределах кото-
рых можно вести детальные сейсмиче-
ские исследования. Такие исследования
необходимо сконцентрировать по про-
стиранию от Голицынского поднятия
и к северу от него, уделяя особое вни-
мание поискам крутых перегибов мето-
дом рекогносцировочных профилей
с высокой плотностью наблюдений. Це-
лесообразно детализировать Западно-
Бакальское поднятие и осуществить
геологическую привязку к результатам
параметрического бурения и сейсмиче-
ским наблюдениям в пределах Бакаль-
ской косы. Заслуживают детальных
сейсмических исследований наиболее
выраженные по размерам и амплиту-
дам краевые структуры (восточная и
западная), а также поднятие Дельфин,
расположенное южнее западного про-
должения Центрально-Крымского под-
нятия, уже в пределах северного борта-
Черноморской впадины. Ожидаемые
мощности ложной покрышки едва ли
превысят в этих условиях 100 м. Поис-
ковое бурение на палеоценовые отло-
жения целесообразно проводить на
Одесской и Каркинитской структурах
одновременно с разведкой подстилаю-
щих меловых отложений. Бурить па-
раметрические скважины специально
для исследования палеоценовых отло-
жений нецелесообразно; следует совме-
щать изучение последних с залегающи-
ми ниже отложениями.
В соответствии с комплексной оцен-
кой майкопских отложений в пределах
Каркинитско-Северо-Крымского проги-
ба (см. рис. 77) наиболее перспективна
Михайловская впадина, где рекоменду-
ется поисковое бурение на структуре
Архангельского. Заслуживает внима-
ния и поднятие Прибойное. Объектом
поисков по всему прогибу служат сред-
немайкопские отложения. Главным фак-
тором, сдерживающим это направление
нефтегазопоисковых работ, является
сложность выявления и подготовки
объектов. Сейсмические исследования
здесь целесообразно развивать на про-
должении по простиранию Голицынской
складки и в зоне вероятного сочлене-
ния древней и молодой платформ, а
также южнее Голицынской складки.
Наилучшие результаты следует ожи-
дать от постановки серии рекогносци-
ровочных профилей с уплотненной си-
стемой наблюдений. Сейсмические ис-
следования должны вестись с большой
плотностью на восточном замыкании
Каркинитско-Северо-Крымского про-
гиба, где перспективность комплекса
расширяется за счет нижнемайкопской
части разреза. Здесь, вблизи Стрелко-
вого месторождения, поисковое бурение
ведется на Чайкинской структуре. Це-
лесообразность продолжения поиско-
вых работ в этой части региона доказы-
вается существованием упомянутого
Стрелкового газового месторождения.
В Северном Причерноморье несом-
ненно перспективно локальное Каир-
кинское поднятие в майкопских слоях,
и эта структура рекомендуется к опо-
искованию вместе с палеоценовыми от-
ложениями. Наличие поднятия по май-
копским отложениям в пределах Юж-
но-Украинской моноклинали должно
ориентировать на выявление новых
поднятий, особенно в районе Чаплин-
ского выступа. Заметим, что дальней-
шие сейсмические исследования будут
зависеть от достоверности сейсмических
построений.
По третьему направлению опреде-
ленный интерес по неогеновому комп-
лексу (см. рис. 78) в прогибе пред-
ставляет Михайловская впадина и се-
верный борт Черноморской. Однако
проводить специальные сейсмические
исследования, параметрическое и поис-
ковое бурение на эти отложения неце-
лесообразно из-за близости основного
продуктивного палеогенового комп-
лекса. Поэтому опоискование неогено-
вых отложений будет зависить от раз-
ведки палеогенового комплекса.
В системе замыкающихся кавказских
геосинклинальных и окаймляющих их
краевых прогибов множество разнооб-
разных и сложных объектов поисков.
Для упрощения ориентации нефтегазо-
поисковые работы удобно вести в пре-
делах верхнего тектонического комп-
лекса. В этом смысле достаточно опери-
ровать такими тектоническими регио-
нами, как Индоло-Кубанский и Керчен-
ско-Таманский прогибы. Рассматривая
их одновременно и таким образом ори-
ентируясь в основном на структурно-
формационные признаки, можно сфор-
мулировать следующие направления
нефтегазопоисковых работ.
Изучение геологических предпосылок раз-
вития рифогенных ловушек в верхнеюрском
терригенно-карбонатном комплексе.
Изучение и оценка перспектив нижнемело-
вых терригенных образований.
Изучение верхнемелового карбонатного
комплекса с точки зрения выявления углево-
дородных ловушек и на этой основе оценка
его перспектив и последующее развитие по-
исковых работ.
Поиски залежей УВ в палеогеновых отло-
жениях.
Поиски и разведка залежей УВ в неогено-
вых отложениях.
Первых два направления исследова-
ний велись параметрическим бурением
и по мере возможности одновременно,
что достаточно четко отражено в реко-
мендациях и комплексных программах
УкрНИГРИ. В настоящее время бурит-
ся Западно-Фонтановская параметриче-
ская скважина. Очевидна также целесо-
образность проектирования параметри-
ческого бурения до вскрытия верхне-
юрских образований на Краснополь-
ской и Северо-Владиславовской площа-
дях. На Краснопольской площади ос-
новной целью является изучение ниж-
немелового терригенного комплекса, а
а на Северо-Владиславовской — рифо-
генного. Принимая во внимание цент-
риклинальное замыкание северной вет-
ви кавказского (Абино-Гунайского)
нижнемелового прогиба в районе Кер-
ченского п-ова, особое значение имеет
Лазаревская параметрическая скважи-
на; она рассчитана на изучение нижне-
меловых отложений на восточном скло-
не Нижнегорской седловины, разделя-
ющей центриклиналь Абино-Гунайско-
го прогиба и Белогорский нижнемело-
вой прогиб. По результатам бурения
этой скважины можно будет получить
информацию о характере выклинива-
ния нижнемеловых отложений и уточ-
нить перспективы изучаемой части
разреза. Началу бурения скважины
должны предшествовать площадные
сейсмические исследования, на основа-
143
нии которых вместе с данными нижне-
горской скважины будет обеспечено оп-
тимальное расположение проектной
скважины. Детальные сейсмические
исследования необходимо провести на
Мошкаревской и Вулкановской площа-
дях, а также на Марьевском поднятии,
которое практически можно считать
месторождением.
Такие же исследования целесообраз-
но развивать в Азовском море на се-
верном борту Индоло-Кубанского про-
гиба. В этом отношении перспективны-
ми представляются прогнозируемые
в нижнемеловых отложениях структуры
Бортовая-1, Бортовая-2 и Железинская,
а также опоискование обширного рай-
она между двумя последними струк-
турами рекогносцировочными профи-
лями для поисков возможных нестан-
дартных ловушек в зоне предполагае-
мого выклинивания нижнемеловых го-
ризонтов.
Поисковое бурение следует вести на
продолжении Каневского и Бейсугско-
го месторождений. В бурении находит-
ся Западно-Бейсугская структура.
Сейсморазведкой подготовлен ряд
структур, в том числе Морская-2 и Не-
большая, расположенные по обе сторо-
ны от опоискованной с отрицательными
результатами структуры Морская-1.
Учитывая эти результаты и постепен-
ное наращивание разреза в восточном
направлении, целесообразно заложить
поисковую скважину на Пограничном
поднятии.
Верхнемеловые отложения — это зна-
чительный потенциальный объект опо-
искования, однако, несмотря на обиль-
ные проявления и притоки газа в про-
цессе бурения, не следует специально
проводить большие объемы поискового
бурения до выяснения характера воз-
можных резервуаров. Необходимо по-
лучить четкую информацию при буре-
нии на Краснопольской площади.
В случае положительных результатов
имеет смысл опоисковать Северо-Вул-
кановскую структуру и последователь-
но ввести остальные в пределах Юго-
Западной равнины Керченского п-ова.
Перспективность верхнемелового комп-
лекса в Булганакско-Фонтановской
структурной зоне также позволяет пла-
нировать здесь параметрическое буре-
ние, которое необходимо совмещать
с изучением вышезалегающего комп-
лекса. В этой связи большой интерес
представляют Булганакская, Малобаб-
.144
чикская и Караларская структуры. Все
площади, рекомендованные к бурению
на нижнемеловые отложения, в любом
случае должны исследоваться с точки
зрения перспективности верхнемеловых
отложений. Это же касается постанов-
ки рекогносцировочных и детальных
сейсмических работ.
По палеогеновому комплексу в геоло-
горазведочных работах можно выделить
три направления, ориентированные на
освоение палеоценовых, нижнемай-
копско-эоценовых и среднемайкопских
образований.
Палеоценовые отложения в опреде-
ленной степени опоискованы в Юго-
Западной равнине Керченского п-ова
(Мошкаревское, Куйбышевское, Селез-
невское, Вулкановское поднятия), где
получены отрицательные результаты.
Поэтому поиски в зоне развития гли-
нисто-карбонатного суб платформенного
комплекса должны быть ограничены,
а расширены в зоне развития субфли-
шевых образований. Однако результа-
ты поискового бурения на Краснополь-
ской площади дают основание в разре-
зе палеоцена выделить карбонатные
тела органического происхождения
(биостромы), представляющие перспек-
тивные объекты поисков. В этом отно-
шении заслуживают большого внима-
ния территории, расположенные южнее
широты Мошкаревского и Вулкановско-
го поднятий и юго-западнее Марьев-
ского, включая последнее, в пределах
бортовой части палеоценового прогиба.
При сейсмических исследованиях в этих
частях необходимо учитывать вероят-
ность развития рифогенных построек
в палеоценовых образованиях. В пер-
вую очередь целесообразно провести
детальные сейсмические исследования’
на Марьевской и Северо-Белобродской
площадях.
Флишоидный тип палеоценового
разреза и его перспективность доказа-
на бурением на Горностаевской площа-
ди, где получен мощный аварийный
приток газа. Поисковые работы здесь
необходимо продолжать до выяснения
промышленной ценности возможной
залежи. При положительных результа-
тах в опоискование можно включить
обширную зону складок в запарпачской
части Керченского и Таманского полу-
островов. В прибрежных складках
(Юркинской, Булганакской и, возмож-
но, Караларской), по-видимому, пер-
спективность палеоценового субфли-
шевого разреза уменьшается за счет
большей карбонатизации, однако далее
к северу, в приосевой части Индоло-
Кубанского прогиба и на его северном
крыле, ожидается развитие обломочных
карбонатных образований, и прогнози-
руемые в этих условиях Мысовая, Се-
веро-Казантипская, Восточно-Казан-
типская и Северо-Керченская структу-
ры должны рассматриваться в числе
перспективных на палеоценовые отло-
жения. Следует отметить, что сейсмо-
разведкой по структурам фиксируется
лишь неогеновая часть разреза. Поэто-
му требуется сеть рекогносцировочных
поисковых профилей с высокой плот-
ностью наблюдений для выявления и
последующей детализации структур на
северном борту Индоло-Кубанского
прогиба.
Приросты запасов газа в Индоло-
Кубанском прогибе в основном обеспе-
чиваются за счет майкопского комп-
лекса, причем доминирующее значение
имеют песчано-алевритовые пласты
в основании майкопских отложений.
Поисковое бурение должно вестись на
трех площадях и заканчиваться раз-
ведкой Фонтановского месторождения.
Имеется ряд подготовленных сейсмо-
разведкой объектов (Западно-Фонтанов-
ская, Королевская, Малобабчикская и
Булганакская структуры), которые сле-
дует ввести в бурение еще в этой пяти-
летке. По результатам поискового бу-
рения последних лет намечается опре-
деленная закономерность в размещении
двух типов ловушек на поднятиях юго-
западной части Керченского п-ова и в
запарпачской части. В первом случае
пласты-коллекторы в присводовой части
выклиниваются, образуя ловушку на
периферии складки. В методическом от-
ношении опоискование таких объектов
должно проводиться с учетом таких
важных факторов, как нарушенность
структур поперечными разрывами-
экранами, наличие которых не всегда
фиксируется сейсморазведкой (об этом
свидетельствует комплексное обобщение
геолого-геофизических материалов и
дистанционных наблюдений), и морфо-
логия ловушек, когда периклинальные
окончания складок из-за более полого-
го строения относительно крыльев дол-
жны обладать большей площадью про-
дуктивности, что облегчает поиски зале-
жей. Комбинация этих факторов дает
основание рассматривать наиболее уда-
ленные друг от друга периклинальные
части структур как независимые поис-
ковые объекты. В частности, таким пер-
воочередным объектом представляется
западная периклиналь Фонтановского
поднятия, куда следует направлять по-
исковое бурение в текущем году.
В Запарпачье, по результатам опо-
искования Слюсаревской структуры,
присводовые части складок, по-видимо-
му, не лишены коллектора, поэтому ме-
тодически к таким объектам следует
подходить обычным путем, однако не
упускать из виду возможность блоково-
го строения складок и соответственно
залежей. В числе таких объектов сле-
дует доразведать Слюсаревское место-
рождение и опоисковать Королевскую,
Новониколаевскую, Малобабчикскую и
Булганакскую структуры, а также под-
готовить к бурению Придорожное и
Восходовское поднятия.
Следует завершить бурение Мысовой
параметрической скважины, сместив ее
южнее ранее пробуренной незавершен-
ной. Информация, которая будет полу-
чена при бурении этой скважины, по-
зволит определить нефтегазопоисковые
работы как в северо-западной части
Керченского п-ова, так и в приосевой
части Индоло-Кубанского прогиба и его
северной прибортовой зоне. Такое же
принципиальное значение должна
иметь параметрическая скважина на
одной из перспективных структур
в Керченско-Таманском прогибе, в част-
ности, для изучения палеогенового
разреза предлагается заложить скважи-
ну на Южно-Керченском поднятии.
Поиски залежей, связанных со сред-
немайкопскими отложениями, ведутся
на Андреевском и Грушевском подня-
тиях; такие же работы целесообразно
вести и на Королевской структуре по-
путно с опоискованием нижнемайкоп-
ских отложений. Бурение первой сква-
жины на западной периклинали позво-
лит в наиболее оптимальных геологи-
ческих условиях определить характер
регионального, а также локального
(т. е. в пределах периферии структу-
ры) распространения верхнекерлеут-
ских песчано-алевритовых пород.
Благоприятные условия для широко-
го развития поисковых работ на сред-
немайкопские образования имеются на
южном склоне Среднеазовского подня-
тия. Продуктивность их доказана, но
развитие работ идет медленно, опоиско-
вывается одна площадь — Сигнальная.
К поисковому бурению могут быть
145
рекомендованы структуры Обручевская,
Южно-Бердянская, Морская-2, Безы-
мянная-1 и Безымянная-2.
Постановку параметрического буре-
ния и опоискование большинства струк-
тур неогенового комплекса целесообраз-
но проводить попутно с изучением бо-
лее глубоких перспективных горизон-
тов. Это относится в первую очередь
к северо-западному шельфу Черного
моря и локальным складкам Азовского
поднятия. На последнем в качестве пер-
воочередных объектов рекомендуется
постановка поискового бурения на весь
комплекс осадочного чехла, в том числе
и на неогеновую часть разреза на под-
нятиях Морское-2 и Безымянное.
В южной части Азовского поднятия
первоочередными объектами опоиско-
вания являются Северо-Казантипская,
Восточно-Казантипская и Северо-Булга-
накская криптодиапировые складки,
где по аналогии с Анастасиевско-
Троицким месторождением могут быть
обнаружены газовые, а возможно, даже
и нефтяные залежи в отложениях
неогена.
На Керченском п-ове сейчас ведется
доразведка известных месторождений
нефти и газа и поиски новых залежей
в отложениях тортона на Акташской,
Семеновской, Войковской, Борзовской
и Приозерной площадях. Дальнейшие
работы в этом направлении целесооб-
разно продолжить согласно комплекс-
ной программе поисково-разведочных
работ на малых глубинах. При этом
особое внимание следует уделить пе-
риферийным частям складок, ослож-
ненных глиняными диапирами.
В пределах северо-восточного шель-
фа Черного моря рекомендуется про-
вести детальную сейсморазведку с даль-
нейшей постановкой поискового буре-
ния на Рифовом, Витязевском Мор-
ском и Южно-Керченском поднятиях.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В книге впервые приведены комплекс-
но проанализированные и обобщенные
геологические, геофизические, геохи-
мические и гидрогеологические матери-
алы. Выполненные ранее работы позво-
лили провести оценку геологических
регионов с точки зрения их перспектив-
ности на нефтегазоносность и обосно-
вать направления, виды и объемы поис-
ково-разведочных работ на нефть и газ.
В монографии описаны платформен-
ные,' орогенные . и геосинклинальные
комплексы, отражающие основные эта-
пы развития тектонических единиц
крупного порядка. В составе тектони-
ческих комплексов в широком страти-
графическом диапазоне развиты оса-
дочные породы, генерирующие УВ.
Несмотря на то что до сих пор еще
не открыты крупные и средние место-
рождения УВ, на основании выводов,
изложенных в монографии, можно от-
нести этот регион к достаточно пер-
спективным по ряду направлений.
В Индоло-Кубанском прогибе, кроме
рекомендаций по- наращиванию объе-
мов работ на майкопский комплекс, сле-
дует обратить серьезное внимание на
палеоценовые флишоидные, нижнеме-
ловые терригенные и верхнеюрские
рифогенные образования. Перспектив-
ность палеогеновых и нижнемеловых
терригенных отложений, основываю-
щаяся на концепции замыкания кавказ-
ских геосинклинальных трогов, под-
тверждается как флишоидным обликом
этих образований, так и максимальны-
ми мощностями их в северной полови-
не Керченского п-ова. Это положение
требует дальнейшего обоснования и
должно влиять на концентрацию поис-
ковых работ, связанных с геосинкли-
нальным и молассовыми комплексами.
Заслуживает дальнейшего обоснования
развиваемая в работе точка зрения
о причастности Преддобруджинского
прогиба к краевой перикратопной си-
стеме древней платформы, что, несом-
ненно, повышает перспективность ка-
ледонского и герцинского комплексов.
В этой связи особое внимание следует
уделить морским и континентальным
отложениям триаса, подстилающим
мощные толщи терригенных образова-
ний среднеюрского возраста.
Исходя из результатов исследований,
т. е. оценки перспектив и обоснования
направлений нефтегазопоисковых ра-
бот, вырисовывается достаточно ясная
картина размещения поисково-разведоч-
ных работ на нефть и газ в XI и XII
пятилетках. Основным объектом поис-
ков должны служить палеогеновые об-
разования Индоло-Кубанского, Южно-
Керченского и Каркинитско-Северо-
Крымского прогибов. Особое внимание
в изучении этого комплекса следует об-
ратить на западные продолжения Кав-
казских геосинклинальных трогов в
пределах северной части Керченского
п-ова и в Южно-Керченском прогибе.
Среднегодовые объемы работ на этот
комплекс всеми ведомствами целесооб-
разно довести до 45—50 %. Значитель-
ные работы необходимо провести на па-
леозойские карбонатные образования
Преддобруджинского прогиба. Средне-
годовые объемы поисково-разведочного
бурения следует определить в преде-
лах 15—20 %.
Большое разнообразие типов поиско-
вых объектов и широкий стратиграфиг
147
ческий и площадный диапазон пер-
спективных отложений обязывают вы-
держивать значительные объемы пара-
метрического бурения, которые целесо-
образно ежегодно планировать в пре-
делах 15—20 % (включая отложения,
по которым выше определены объемы
поисково-разведочного метража).
Некоторое опережение параметриче-
ского бурения и региональных исследо-
ваний необходимо, поскольку требует-
ся надежная основа для осуществления
зонального прогнозирования по наибо-
лее важным направлениям. Исследова-
ния такого характера необходимо про-
водить в первую очередь. По состоянию
изученности перспективных комплек-
сов и объемов исследований невозмож-
но завершить зональное прогнозирова-
ние в сжатые сроки. Поэтому в целях
оптимизации решения этой проблемы
научно-исследовательские работы дол-
жны быть комплексными, т. е. необхо-
димо привлекать все заинтересованные
ведомства и академические учрежде-
ния. В связи с изложенным уже сейчас
в качестве примера можно сформулиро-
вать несколько попутных задач регио-
нального прогноза перспектив нефтега-
зоносности:
верхнеюрского рифогенного комп-
лекса в пограничной зоне Скифской
плиты с флишевыми геосинклинальны-
ми трогами,
нижнемеловых терригенных образо-
ваний в условиях западного замыка-
ния кавказских флишевых прогибов и
их возрастных плитных аналогов,
палеозойского карбонатно-терриген-
ного и рифогенного комплексов в Пред-
добруджинском прогибе.
Зональное прогнозирование как бо-
лее конкретный вид прогноза в первую
очередь целесообразно провести по па-
леогеновым отложениям Индоло-Кубан-
ского прогиба, имея в виду геосинкли-
нальные субфлишевые палеоценовые
образования и отложения молассового
комплекса на уровне нижнего Майко-
па — неогена. Следует завершить зо-
нальное прогнозирование палеоценово-
го комплекса и в пределах Каркинит-
ско-Северо-Крымского прогиба с учетом
закономерностей развития ложных по-
крышек. Необходимо ориентировать ис-
следования по зональному прогнозиро-
ванию перспектив нефтегазоносности
юрского терригенного и рифогенного
комплексов в Преддобруджинском про-
гибе. Уместно провести исследования
по оценке перспектив и, прежде всего,
емкостных свойств карбонатных отло-
жений девона в Тузловской депрессии.
Наиболее ответственными объектами
научных исследований при зональном
прогнозировании названных комплек-
сов должно быть изучение закономер-
ностей распределения коллекторских
свойств, а в случае необходимости —
ложных покрышек. В цепи исходных
геологических критериев в наших усло-
виях именно они являются слабыми
звеньями и в этой связи при зональном
прогнозировании являются определяю-
щими.
Материалы, изложенные в моногра-
фии, свидетельствуют о значительных
потенциальных возможностях струк-
турно-формационных комплексов гео-
логических регионов Юга Украины и
прилегающих территорий и указывают
на необходимость наращивания здесь
поисково-разведочных работ на нефть
и газ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аникиев К. А. Прогноз сверхвысоких
пластовых давлений и совершенствование
глубокого бурения на нефть и газ.— Л.:
Недра, 1971.— 168 с.
2. Апостолова М. Я., Богаец А. Т., Бой-
чук Г. В. и др. Об источниках терриген-
ного материала неокомских и аптских
отложений Равнинного Крыма и Приси-
вашья.— Геология и геохимия горючих
ископаемых, 1974, вып. 37, с. 71—78.
3. Аронова С. М., Арсирий Ю. А., Афанасье-
ва Т. А. и др. Объяснительная записка
к карте размещения зон выклинива-
ния коллекторов и рифовых комплек-
сов в Европейской части СССР (масштаб
1: 2 500 000) — Л.: ВНИГРИ, 1978,— 171 с.
4. Бакиров А. А. Классификация локальных
и региональных скоплений нефти и газа
в земной коре.— В кн.: Докл. сов. геологов
XXII сессии Междунар. геол, конгр. М.:
Наука, 1964, с. 141—152.
5. Бакиров А. А., Варенцов М. И., Баки-
ров Э. А. Нефтегазоносные провинции и
области зарубежных стран.— М.: Недра,
1971.— 535 с.
6. Бакиров А. А. Геологические основы про-
гнозирования нефтегазоносности недр.—
М.: Недра, 1973,— 343 с.
7. Бека К., Высоцкий И. Геология нефти и
газа.— М.: Недра, 1976.— 592 с.
8. Белонин М. Д., Буялов Н. И., Захаров Е. В.
Методы оценки перспектив нефтегазонос-
ности.— М.: Недра, 1979.— 332 с.
9. Бобылев В. В., Железняк В. Е., Шима-
нов Ю. В. и др. Геология и нефтегазонос-
ность шельфов Черного и Азовского мо-
рей.— М.: Недра, 1979.— 184 с.
10. Богаец А. Т., Гордиевич В. А., Плахот-
ный Л. Г. Результаты пересчета прогноз-
ных запасов нефти и газа юга Украины.—
Геология и геохимия горючих ископаемых,
1971, вып. 28, с. 31—36.
11. Богаец А. Т., Гордиевич В. А., Крот Д. В.
и др. О нефтегазоносности меловых отло-
жений Равнинного Крыма и Приси-
вашья.— Геология нефти и газа, 1973,
№ 1, с. 15—18.
12. Богаец А. Т., Палинский Р. В., Полухто-
вич Б. М., Сафаров Э. И. Этапы развития
и элементы структуры Преддобруджин-
ской краевой системы.— Сов. геология,
1977, № 2, с. 128—134.
13. Богаец А. Т., Стрельцова Т. В. Северо-
Причерноморский нефтегазоносный бас-
сейн.— В кн.: Нефтегазоносные бассейны
социалистических стран Европы (НРБ,
ВНР, ГДР, ПНР, СССР, ЧССР, СФРЮ) и
Республики Куба, Секретариат СЭВ, 1981,
с. 251—265.
14. Богаец А. Т. Перспективы нефтегазонос-
ности верхнемеловых — палеоценовых от-
ложений Северного Крыма и прилегаю-
щих районов — Геология нефти и газа,
1983, № 8, с. 45—48.
15. Бойко Г. Е. Прогнозирование нефтегазо-
носности по генетическим показателям.—
Киев : Наук, думка, 1982.— 252 с.
16. Брод И. О. Основы учения о нефтегазо-
носных бассейнах.— М.: Недра, 1974.—
59 с.
17. Бурштар М. С. Основы теории формирова-
ния месторождений нефти и газа.— М.:
Недра, 1973.— 256 с.
18. Витенко В. А., Новосилецкий Р. М., Шев-
ченко Е. Ф. Нефтегазоматеринский потен-
циал отложений основных нефтегазонос-
ных регионов Украины.— В кн.: Тез.
VII Всес. семинара «ОВ в современных и
ископаемых осадках». Ташкент, 1982,
с. 183—184.
19. Высоцкий И. В. Формирование нефтяных
месторождений в складчатых областях.—
М.: Наука, 1971.— 388 с.
20. Гавриш В. К. Роль глубинных разломов
в миграции и аккумуляции нефти и га-
за.— Киев : Наук, думка, 1978.— 172 с.
21. Гарецкий Р. Г. Тектоника молодых плат-
форм Евразии.— М.: Наука, 1972.— 300 с.
22. Гордиевич В. А., Куришко В. А., Лыча-
гин Г. А. и др. Гидрогеология Крыма и
перспективы его нефтегазоносности.—
Киев : Изд-во АН УССР, 1963,— 151 с.
23. Григорьева В. А., Гуревич К. Я., Полухто-
вич Б. М. О возможности выявления рифов
в силурийских и нижнедевонских отложе-
ниях Западного Причерноморья.— Геоло-
гия и геохимия горючих ископаемых, 1979,
вып. 53, с. 62—67.
24. Григорьева В. А., Каменецкий А. Е., Пав-
люк М. И. и др. Фациальные особенности
и перспективы нефтегазоносности мело-
вых отложений юга Украины.— Киев :
Наук, думка, 1981.— 138 с.
25. Дикенштейн Г. X., Алиев И. М., Аржев-
ский Г. А. и др. Нефтегазоносные провин-
ции СССР.— М.: Недра, 1977 —328 с.
26. Добрынин В. М., Серебряков В. А. Методы
прогнозирования аномально высоких пла-
стовых давлений.— М.: Недра, 1978.—
232 с.
27. Доленко Г. Н., Парыляк И. П., Копач И. П.
Нефтегазоносность Крыма.— Киев : Наук,
думка, 1968.— 132 с.
28. Доленко Г. Н., Копач I. П., Павлюк М. I.,
149
Париляк О. I. ФормацП осадочного комп-
лексу Р!внинного Криму.— Доп. АН УРСР.
Сер. Б., 1970, № 4, с. 310—313.
29. Доленко Г. Н., Павлюк М. I. Про форму-
вання мета Сх!дно-Свропейсько! платфор-
ми в Центральному Причорномор”!.—
Там же, 1974, с. 307—310.
30. Доленко Г. Н. Ощнки потенщальних ре-
cypcie нафти i газу Укра'/нсько! РСР
i шляхи ix використання.— Bien. АН
УРСР, 1976, № 4, с. 14—26.
31. Доленко Г. Н. Актуальн! проблеми нафто-
газогеологгчного районування.— Там же,
1983, № 10, с. 27—32.
32. Еременко Н. А. Геология нефти и газа.—
М.: Гостоптехиздат, 1968.— 397 с.
33. Заика-Новацкий В. С., Чекунов А. В.
Основные особенности сочленения Восточ-
но-Европейской платформы с Галиций-
ской складчатой областью байкалид.—
Сов. геология, 1970, № 12, с. 3—16.
34. Захарчук С. М., Крамаренко В. И., Шесто-
пал Б. А. Результаты пересчета прогноз-
ных запасов нефти и газа юга Украины.—
Геология и геохимия горючих ископаемых.
1967, вып. 13, с. 17—22.
35. Каменецкий А. Е., Силонов Ф. А., Покров-
ская Л. В. Тектоническая карта южных
районов Украины и Молдавии и примы-
кающих акваторий.— Тр. ВНИГРИ, 1973,
вып. 137, с. 125—148.
36. Колодий В. В., Шторгин О. Д. Органиче-
ские вещества в подземных водах Крым-
ско-Причерноморской нефтегазоносной
области и их поисковое значение.— Киев :
Наук, думка, 1982.— 132 с.
37. Кучерук Е. В., Шендерей Л. П. Современ-
ные представления о природе аномаль-
но ’ высоких пластовых давлений.— М.:
ВИНИТИ, 1975.— Т. 6. 166 с.
38. Лесъкгв Г. В., Щерба В. М. Геолого-геофК
зичш дослщження при розшуках газу в
Передкарпатському прогинь— К.: Наук,
думка, 1979.— 84 с.
39. Максимов С. П., Киров В. А., Клубов В. А.
и др. Геология нефтяных и газовых место-
рождений Волго-Уральской нефтегазонос-
ной провинции.— М.: Недра, 1970.— 806 с.
40. Маловицкий Я. И. Тектоника и история
геологического развития Азовского моря
по данным морских геофизических иссле-
дований.— В кн.: Молодые платформы, их
тектоника и перспективы нефтегазонос-
ности.— М.: Наука, 1965, с. 74—88.
41. Муратов М. В. Тектоническая структура
и история равнинных областей, отделяю-
щих Русскую платформу от горных соору-
жений Крыма и Кавказа.— Сов. геология,
1955, № 48, с. 60—80.
42. Муратов М. В. Строение складчатого осно-
вания средиземноморского пояса Европы
и Западной Азии и главнейшие этапы
развития этого пояса.— Геотектоника, 1969,
№ 2, с. 3—21.
43. Муратов М. В., Бондаренко В. Г., Плахот-
ный Л. Г., Черняк Я. И. Строение склад-
чатого основания Равнинного Крыма.—
Там же, 1968, № 4, с. 54—69.
44. Неручев С. Г., Рогозина Б. А., Капчен-
ко Л. Н. Главная фаза газообразования —
один из этапов катагенетической эволю-
ции сапропелевого РОВ.— Геология и гео-
физика, 1973, № 10, с. 14—17.
45. Новосилецкий Р. М. Геогидродинамиче-
ские и геохимические условия формиро-
150
вания залежей нефти и газа Украины.-*—
М.: Недра, 1975.— 228 с.
46. Новосилецкий Р. М. Закономерности рас-
пределения АВПД в нефтегазоносных бас-
сейнах.— Геология нефти и газа, 1977,
№ 9, с. 47—51.
47. Новосилецкий Р. М. Новый принцип клас-
сификации нефтегазоносных бассейнов.—
Геол, журн., 1982, 42, № 5, с. 19—26.
48. Новосилецкий Р. М. Водорастворенные
углеводородные газы зон АВПД — новый
источник энергии.— Геология нефти и га-
за, 1982, № 8, с. 53—57.
49. Новосилецкий Р. М., Полутранко А. Ю.
Влияние гидродинамических процессов по
распределению углеводородных залежей в
нефтегазоносных областях Украины.—
Сов. геология, 1982, № 11, с. 41—47.
50. Новосилецкий Р. М. Углеводородные флю-
иды — продукты межэтапных процессов
катагенеза.— Нефт. и газовая пром-сть,
1984, № 1, с. 11—14.
51. Озерный О. М. Исследование зон АВПД
Украины с целью уточнения перспектив
нефтегазоносности : Автореф. дис. ... канд.
геол.-минерал. наук.— 1981.— 23 с.
52. Орлова-Турчина Г. А., Плахотный Л. Г.,
Савицына А. А. и др. О возрасте горизон-
тов осадочного чехла Присивашья в рай-
оне Геническа и Ново-Алексеевки.— Бюл.
Моск, об-ва испытателей природы. Отд.
геол., 1968, 43, № 5, с. 52—57.
53. Павлюк М. 1., Богавцъ О. Т. Тектошка фор-
мацП облает! членування Схщно-Бвропей-
сько! платформи i Ск!фсько! плити.— К.:
Наук, думка, 1978.— 145 с.
54. Палий А. М. Нефтегеологическое райони-
рование Украинской ССР.— В кн.: Прин-
ципы нефтегеологического районирования
в связи с прогнозированием нефтегазо-
носности недр. М.: Недра, 1976, с. 243—
247.
55. Палий А. М., Палинский Р. В., Плахот-
ный Л. Г. и др. Литолого-фациальные осо-
бенности и перспективы нефтегазонос-
ности нижнеолигоценовых отложений в
пределах акватории Азовского моря и Кер-
ченско-Таманской области.— Геол, журн.,
1978, 38, вып. 4, с. 1—11.
56. Панченко Д. Е. Геологическое строение и
перспективы нефтегазоносности юго-запа-
да Украины и Молдавии.— Киев : Наук,
думка, 1965.— 145 с.
57. Парыляк А. И. Роль разрывных наруше-
ний в формировании и размещении место-
рождений нефти и газа и время образова-
ния залежей в Крыму.— В кн.: Закономер-
ности образования и размещения промыш-
ленных месторождений нефти и газа.
Киев : Наук, думка, 1975, с. 283—288.
58. Парыляк А. И., Копач И. П., Плотни-
ков А. И. Прогнозные запасы нефти и газа
юга Украинской ССР.— В кн.: Современ-
ные проблемы геологии и геохимии нефти
и газа. Киев : Наук, думка, 1977, с. 112—
118.
59. Пекло В. П., Коротков Б. С. О происхо-
ждении и распространении майкопских
песков Западно-Кубанского прогиба и'
перспективы их нефтегазоносности.— Тр.
Кф ВНИИ, 1964, вып. 13, с. 71—89.
60. Плахотный Л. Г. Байкалиды в складчатом
основании Восточного Крыма.— Тектони-
ка. 1969, № 3, с. 98—102.
61. Плахотный Л. Г., Григорьева В. А., Гай-
t дук И. С. и др. Особенности распростране-
' ния песчано-алевролитовых пачек в май-
;* копских отложениях на юге Украины.—
Геол, журн., 1971, 31, вып. 4, с. 71—90.
62. Плахотный Л. Г., Бондаренко В. Г. Плат-
форменная структура и магматизм ниж-
ней части чехла Равнинного Крыма.—
В кн.: Платформенные структуры обрам-
ления Украинского щита и их металло-
носность. Киев : Наук, думка, 1972, с. 211—
221.
63. Плахотный Л. Г., Богаец А. Т., Верес-
кун В. А. и др. Тектоническая карта неф-
тегазоносных областей юга Украины и
прилегающих районов м-ба 1:500 000
(объяснительная записка) — Киев, 1981.—
41 с.
64. Полухтович В. М. О литологических ло-
вушках для нефти и газа в оксфордских
отложениях юго-запада Молдавии.— Гео-
логия нефти и газа, 1963, № 8, с. 38—42.
65. Полухтович Б. М., Попадюк И. В., Самар-
ский А. Д., Хныкин В. И. Особенности
формирования и перспективы поисков ло-
вушек углеводородов в нижнемайкопских
отложениях Керченского полуострова.—
В кн.: Закономерности размещения и ме-
тодика поисков и разведки залежей нефти
и газа в глубокозалегающих горизонтах
нефтегазоносных регионов Украины.
Львов : УкрНИГРИ, 1979, с. 24—32.
66. Порфирьев В. Б., Соллогуб В. В., Чеку-
нов А. В. и др. Строение и нефтегазонос-
ность северной части Черного моря и со-
предельных территорий.— Киев : Наук,
думка, 1978.— 160 с.
67. Порфирьев В. Б., Клочко В. П., Краюш-
кин В. А. и др. Геологические критерии
поисков новых объектов на нефть и газ
на территории Украины.— Киев : Наук,
думка, 1977.— 152 с.
68. Прогноз поисков нефти и газа на юге
УССР и на прилегающих акваториях /
Под ред. В. В. Глушко, С. П. Максимова.—
М.: Недра, 1981.— 240 с.
69. Самарский А. Д. Особенности развития ло-
вушек в зонах распространения глиняных
диапиров Индоло-Кубанского прогиба.—
В кн.: Геология нефтегазоносных пласто-
вых резервуаров. М.: Наука, 1981, с. 126—
130.
70. Самарский А. Д., Полухтович В. М., По-
падюк И. В. и др. Рифовые ловушки верх-
ней юры-берриаса Юго-Восточного Кры-
ма — новый объект поисков залежей угле-
водородов.— Геология нефти и газа, 1982,
№ 3, с. 13—18.
71. Самсонов А. И., Краснощек А. Я. Новые
представления о тектоническом строении
Придобруджья и северо-западной части
акватории Черного моря.— Геология побе-
режья и дна Чер. и Азов, морей в преде-
лах УССР. 1969, вып. 3, с. 94—109.
72. Славин В. И., Чекунов А. В. История гео-
логического развития.— В кн.: Геофизиче-
ские исследования и тектоника юга Евро-
пейской части СССР. Киев : Наук, думка,
1969, с. 227—236.
73. Слюсарь Б. С. Юрские отложения Северо-
Западного Причерноморья.— Кишинев :
Штиинца, 1971.— 248 с.
74. Ступка О. С., Солопов И. С. Особенности
состава газов и закономерности их изме-
нения на разведочных площадях Кры-
ма.— Нефт. и газовая пром-сть, 1965, № 4,
с. 19—21.
75. Тектоническая карта нефте-газоносных
областей юга Украины и прилегающих
районов масштаба 1: 500 000 / Под ред.
А. М. Палия, Л. Г. Плахотного. Киев:
Геолого-картировочная партия ЦТЭ МГ
УССР, 1981.
76. Тердовидов А. С., Чупис Н. Е. Гидрогео-
логический разрез майкопских отложений
газоносных площадей степного Крыма.—
Геология нефти и газа, 1969, № 5, с. 26—
28.
77. Тхостов Б. А. Начальные пластовые давле-
ния и геогидрологические системы.— М.:
Недра, 1966.— 268 с.
78. Фертелъ У. X. Аномальные пластовые дав-
ления.— М.: Недра, 1980.— 289 с. (пер.
с англ.).
79. Хайн В. Е. Тектонические основы поисков
нефти.— Баку : Азнефтеиздат, 1954.—
186 с.
80. Хайн В. L. История геологического разви-
тия.— В кн.: Геология СССР. Северный
Кавказ. М., 1968, ч. 1, с. 676—701.
81. Хайн В. Е. Условия заложения и основ-
ные этапы развития Средиземноморского
геосинклинального пояса.— Вести. Моск,
ун-та. Сер. геол., 1970, № 2, с. 36—72.
82. Чебаненко И. И. О перспективах поисков
нефти и газа в пределах Причерномор-
ской впадины и Равнинного Крыма с по-
зиций разломно-блоковой тектоники.—
В кн.: Проблемы геологии и геохимии
эндогенной нефти. Киев: Наук, думка,
1975, с. 174—178.
83. Чекунов А. В. Структура земной коры и
тектоника юга Европейской части СССР.—
Киев : Наук, думка, 1972.— 176 с.
84. Черняк Н. И., Богаец А. ТВолоши-
на А. М. и др. Геологическое строение и
нефтегазоносность Крыма и Причерно-
морья.— Тр. УкрНИГРИ, 1968, вып. 21,
с. 181—206.
85. Черняк И. И., Богаец А. Т., Гордиевич В. А.
и др. Нефтегазоносность.— В кн.: Геоло-
гия СССР. Т. 8. Крым. Полезные ископае-
мые. М.: Недра, 1974, с. 9—69.
86. Шаулов М. А. Анастасиевско-Троицкое
месторождение в свете новых данных.—
В кн.: Проблемы нефтегазоносности
Краснодарского края. М.: Недра, 1973,
с. 111—117.
87. Шевченко В. И. Геотектоническая обста-
новка каледонского этапа развития на
юге Европейской части СССР и прилегаю-
щих территориях.— Докл. АН СССР, 1974,
215, № 2, с. 428—431.
88. Шевченко Е. Ф., Кабинет Л. М., Карпен-
ко Г. М. и др. Физические свойства неф-
тей и газов Украины.— Тр. УкрНИГРИ,
1971, вып. 23.
89. Шпак П. Ф. О нефтегазогеологическом
районировании и перспективах нефтегазо-
носности территории Украины.— Геол,
журн., 1983, 43, № 4, с. 1—14.
90. Штогрин О. Д., Тердовидов А. С., Нечи-
на С. В. Геох1м1я шдземних вод Степного
Криму та и нафтогазорозшукове значен-
ия.— К.: Наук, думка, 1973.— 175 с.
91. Юрк Ю. Ю., Добровольская Т. И. Рифей-
ские и палеозойские валуны гранитов
Крыма.— Докл. VII конгр. КБГА, София,
1965, т. 3, с. 379—384.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие (П. Ф. Шпак)............. 5
Список условных сокращений .... 6
Глава I
Краткий очерк геологии Южно-Украин-
ского региона (А. Т. Богаец, М. И. Пав-
люк, Д. Е. Панченко, А. Д. Самарский,
В. И. Хныкин, Н. М. Чир)............. 7
Геологическое строение............... 7
Основные черты структуры фунда-
мента ........................... 9
. Структурно-формационные комп-
лексы и строение осадочного чехла 11
Основные черты формирования струк-
туры осадочного чехла .............. 20
Позднепротерозойско-юрский этап 21
Мел-антропогеновый этап (альпий-
ский цикл тектогенеза).......... 25
Особенности строения и формирования
локальных поднятий.................. 28
Неантиклинальные ловушки и районы
их распространения.................. 39
Глава II
Нефтегазоносность (А. Т. Богаец,
Г. К. Бондарчук, И. В. Лесъкив, А. Д. Са-
марский, В. И. Хныкин, Н. М. Чир,
Е. Ф. Шевченко, Л. П. Швай, В. С. Яце-
ленко).............................. 51
История развития поисковых работ на
нефть и газ......................... 51
Нефтегазоносные и перспективные
комплексы........................... 54
Аномально-высокие пластовые давления 66
Закономерности изменения нефти, газо-
конденсата и газа.................. 71
Гидрогеологические условия .... 77
Характеристика месторождений нефти
и газа............................... 81
Типы залежей углеводородов .... 100
Глава III
Формирование и размещение залежей
углеводородов (А. Т. Богаец, Г. К. Бон-
дарчук, И. В. Лесъкив, Г. М. Новосилец-
кий, Д. Е. Панченко, Е. Ф. Шевченко,
П. Ф. Шпак, В. С. Яцеленко) .... 102
Современные представления о формиро-
вании и размещении залежей углеводо-
родов ........................... . Ю2
Распределение и катагенетическое пре-
образование рассеянного органического
вещества. Нефтегазогенерирующие тол-
щи ..................................103
Формирование залежей углеводородов 110
Нефтегазогеологическое районирование 117
Глава IV
Перспективы нефтегазоносности и на-
правления поисковых и научно-иссле-
довательских работ (А. Т. Богаец,
Г. К. Бондарчук, И. В. Лесъков, А. М. Па-
лий, Д. Е. Панченко, А. Д. Самарский,
В. И. Хныкин, П. Ф. Шпак)............ 123
Современная оценка перспективности
нефтегазоносных комплексов .... 123
Направление нефтегазопоисковых работ
и рекомендации по методике поисков 139
Заключение (П. Ф. Шпак, А. М. Палий,
Д. Е. Панченко, В. И. Хныкин) . . . 147
Список литературы.....................149