.

Формування локальних складок та нафтогазоносність акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину: Автореф. дис… канд. геол. наук /

Язык: украинский
Формат: реферат
Тип документа: Word Doc
0 2397
Скачать документ

НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ
Інститут геології та геохімії горючих копалин НАН України

УДК 551.24+553.98(477.7)

Савчак Олеся Зіновіївна
Формування локальних складок та нафтогазоносність акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину

Автореферат дисертації
на здобуття наукового ступеня
кандидата геологічних наук
спеціальність 04.00.17 – геологія нафти і газу

Львів – 1999

Дисертацією є рукопис
Робота виконана в Інституті геології та геохімії горючих копалин НАН України
Науковий керівник: доктор геолого-мінералогічних наук, заступник директора з наукової роботи Інституту геології та геохімії горючих копалин НАН України (м.Львів)
Павлюк Мирослав Іванович

Офіційні опоненти: доктор геолого-мінералогічних наук, професор Ларченков Євген Павлович, завідувач кафедри морської та фізичної геології Одеського державного університету ім.І.І.Мечникова
кандидат геолого-мінералогічних наук Крупський Богдан Любомирович, начальник департаменту з видобування нафти та газу Національної акціонерної компанії “Нафтогаз України” (м.Київ)
Провідна установа: Український державний геологорозвідувальний інститут, відділи регіональної геології та геофізичних досліджень (Львів)
.
Зазист відбудеться 20 травня 1999 р. о 14 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 35.152.01 в Інституті геології та геохімії горючих копалин НАН України за адресою: 290053, м.Львів, вул.Наукова 3а.

З дисертацією можна ознайомитись у бібліотеці Інституту геології та геохімії горючих копалин НАН України (290053, м.Львів, вул.Наукова 3а.)

Автореферат розісланий 16 квітня 1999 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради
канд.геол.-мін.наук О.В.Хмелевська

З А Г А Л Ь Н А Х А Р А К Т Е Р И С Т И К А Р О Б О Т И
Відкриття в 60-х роках газових родовищ в Рівнинному Криму стало основою для прогнозування родовищ вуглеводнів і на північно-західному шельфі Чорного моря. Основні перспективи газоносності пов’язувались з палеоценовими, майкопськими та крейдовими відкладами. На теперішній час в украІнському секторі Чорноморського шельфу відкрито 8 газових та газоконденсатних родовищ: Голицинське, Південно-Голицинське, Шмідтівське, Архангельське, Штормове, Кримське, Одеське та Безіменне. Всі ці родовища розміщені в акваторіальній частині Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. До цього регіону приурочена більша частина розвіданих запасів і основні прогнозні ресурси газу та газоконденсату. Незважаючи на значний обсяг геолого-пошукових робіт в Причономор’ї та в межах Чорноморського шельфу, на сьогодні ще залишаються слабо вивченими закономірності формування локальних структур-пасток природніх
вуглеводнів та співвідношення структурних планів по окремих стратиграфічних поверхах.
До недавнього часу нафтогазопошукові роботи проводились із застосуванням традиційних методик. Назріла необхідність переглянути деякі позиції цих методик, оскільки вони не в повній мірі враховувалироль горизонтальної складової тектонічних порухів та впливу тангенціальних напруг на формування структури регіону. Врахування цієї ролі дасть можливість визначити перспективні структурні пастки вуглеводнів, які пов’язані із насувами та складками тангенціального стиску, розробити геодинамічні критерії нафтогазоносності цього перспективного району.

Актуальність досліджень .

Південний регіон на сьогодні є найменш дослідженим нафтогазоносним регіоном України. У ньому міститься близько 44% всіх потенційних нерозвіданих запасів природних вуглеводнів, з них значна частина припадає на акваторіальну ділянку Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Це визначає необхідність і пріоритетнісь геологічних досліджень, націлених на з’ясування особливостей будови і умов формування локальних структур, з якими пов’язані вуглеводневі поклади.

Зв ‘язок роботи з науковими програмами, планами, темами.

Робота тісно пов’язана з Національною програмою “Дослідження і використання ресурсів Азово-Чорноморського басейну, інших район Світового океану на період до 2000 року” (проект Національного Агенства морських досліджень і технологій України), а також з Національною програмою “Нафта і газ України” та з науковими напрямками бюджетних науково-дослідних тем, що виконувались автором разом з колективом відділу геології нафти і газу НАН України з 1994р., зокрема: “Геодинаміка південно-західної окраїни Східно-Європейської платформи та умови формування покладів нафти і газу”, (1991-1995); “Нафтогазоносність автохтону в насувних поясах Карпатсько-Причорноморської частини давньої континентальної окраїни океану Тетис”,(1992-1996) та “Наукові засади обгрунтування зон нафтогазонагромадження українського сегменту Балтійсько-Чорноморського перикратону “(1996-2000рр.).

Мета досліджень .

Виявлення особливостей будови, розвитку та умов формування локальних антиклінальних піднять-пасток вуглеводнів акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину, класифікація їх типів та з”ясування перспективності на нафту і газ.

Наукові положення, що захищаються:

1. В акваторіальній частині Каркінітсько-Північно-Кримського прогину розвинуті два генетичні типи локальних структур – диз”юнктивно-плікативні та плікативні.
2. З кожним генетичним типом структур пов”язані певні типи вуглеводневих покладів: диз”юнктивно-плікативним властиві пластові тектонічно екрановані, плікативним – пластові склепінні.
3. У формуванні локальних складок виділено чергування етапів інтенсивного та сповільненого розвитку. Вуглеводневі поклади приурочені переважно до відкладів, що характеризують сповільнені етапи розвитку

Наукова новизна одержаних результатів:

1. Вперше з допомогою палеотектонічних реконструкцій локальних структур акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину досліджено умови їх формування та виділено основні етапи їх розвитку.
2. На основі структурного аналізу у будові антиклінальних складок акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину виявлені певні особливості, що дозволили обгрунтувати тут два генетичні типи структур: диз”юнктивно-плікативні та плікативні.
3. Вперше для структур Каркінітсько-Північно-Кримського прогину визначено коефіцієнти інтенсивності складкоутворюючих процесів.
4 Особливості будови та умов формування складок дозволили класифікувати основні (встановлені) та виділити прогнозні типи вуглеводневих покладів.

Практичне значення одержаних результатів

Проведені дослідження дозволять більш обгрунтовано планувати пошуки родовищ вуглеводнів. В зонах з плікативним типом складчастості необхідно орієнтуватись на конседиментаційний характер складок та враховувати успадкування структурних планів.
При пошуках родовищ в зонах диз”юнктивно-плікативних дислокацій геологам-нафтовикам необхідно враховувати зміщення склепінь складок і контурів вуглеводневих покладів з глибиною.
Фактичним матеріалом дисертації послужили геолого-геофізичні матеріали проаналізовані автором. Це описи розрізів свердловин та дані сейсмічного профілювання, фактичні матеріали з геологіІ та нафтогазоносності, отримані ДГП “Кримгеологія”, ДГП “Чорноморнафтогаз” (м.Сімферополь), ДГП “Одесаморгеологія” (м.Одеса), фондові матеріали ІГГГК НАН України та УкрНДГРІ (м.Львів).
З літературних та фондових джерел використовувались такі матеріали:
а) для побудови структурних карт, карт потужностей, “профілів вирівнювання”, графіків формування структур використовувались стра-тиграфічні описи свердловин за Б.М.Полухтовичем та О.Т.Богайцем;
б) при побудові структурних карт враховувались геологічні та сейсмічні матеріали Б.Д.Безверхова, О.Я.Дергачової, В.В. Гайдук, Б.М.Полухтовича, Б.І.Денеги, С.М.Захарчука, М.І.Павлюка, І.П.Копача;
в) виконання тектонофізичного моделювання проводилось спільно з М.І.Павлюком, О.М.Бокуном, І.П.Копачем.

Особистий внесок здобувача:
Особисто здобувачем виконано:
– побудову серії структурних карт по окремих стратиграфічних горизонтах антиклінальних піднять (Голицинське, Одеське, Архангельське, Штормове, Шмідтівське, Кримське, Південно-Голицинське, Сельського, Гамбурцева )
– побудову “ізопахічних трикутників” по структурах Голицина, Одеській, Архангельській, Штормовій, Шмідтівській, Сельського.
– побудову “профілів вирівнювання” по структурах: Голицина, Одеській, Архангельській, Штормовій, Сельського.
– проаналізовано розвиток і формування структур-пасток вуглеводнів акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину.
– за комплексом критеріїв вияснено перспективність структур на нафту і газ.

Апробація результатів дисертації

Основні результати роботи були представлені на міжнародних конференціях: “Нафта – Газ України – 96” (Харків,1996), 3 -rd International Conference on the Petroleum Geology and Hydrocarbon Potential of the Black and Caspian Seas area (Romania, Constanza, 1998) та “Нафта – Газ України – 98” (Полтава, 1998).

Публікації

Матеріали дисертаційної роботи опубліковано в 4 наукових статтях, що надруковані у фахових виданнях за геологічними спеціальностями, а також у трьох тезах доповідей Міжнародних конференцій.

Обсяг і структура роботи.

Дисертація складається зі вступу, 4-ох розділів, висновків, списку використаної літератури та 2-ох додатків. Обсяг дисертації 147 сторінок машинопису; ілюстраціІ складають 32 рисунки та 12 таблиць. Список літератури містить 88 назв.

Автор висловлює подяку працівникам відділу геологіІ нафти і газу ІГГГК НАНУ за сприяння, допомогу та підтримку у виконанні роботи, особливо науковому керівнику д.г.-м.н. М.І.Павлюку. Критичні зауваги та поради з окремих проблем були надані член-кореспондентом НАН України, професором Ю.М.Сеньковським, доктором геол.-мін.наук М.І.Галабудою та доктором геол.-мін.наук Г.Ю.Бойком, яким я щиро вдячна.

З М І С Т Р О Б О Т И

1.РОЗВИТОК УЯВЛЕНЬ ПРО БУДОВУ І ГЕНЕЗИС ЛОКАЛЬНИХ СКЛАДОК АЗОВО-ЧОРНОМОРСЬКОГО РЕГІОНУ

Умови формування локальних складок були предметом тривалого і детального вивчення численними дослідниками Причорномор”я та Криму, що відображено у великій кількості публікацій. чснуючі уявлення пов’язані з іменами К.І.Макова, М.В.Муратова, Н.І.Черняк, Г.О.Личагіна, В.В.Глушка, П.Ф.Шпака, Г.Н.Доленка, Я.П.Маловіцького, О.Т.Богайця, Б.І.Денеги, С.М.Захарчука, Л.Г.Плахотного, І.І.Чебаненка, Р.В.Палінського, О.І.Париляка, О.Д.Самарського та інших відомих дослідників. Як постулат приймається теза про переважання вертикальних тектонічних рухів при формуванні складчастості Чорноморського регіону.
В останній час питанням формування локальної складчастості, особливостям будови та генезису антиклінальних структур в осадовому покриві Азово-Чорноморського регіону займалось багато вчених:
Б.М.Полухтович, Б.І.Денега, С.М.Захарчук, Л.Г.Плахотний, Ю.В.Казанцев, М.Є.Герасимов, В.В.Юдін, М.І.Павлюк, І.П.Копач та ін. Появились окремі відомості про значний вплив горизонтальних рухів на формування локальних складок (Ю.В.Казанцев, В.В.Юдін, М.Є.Герасимов, О.С.Ступка, Б.М.Полухтович, М.І.Павлюк). Певна систематика щодо впливу горизонтальних тектонічних зусиль на структуру регіону наведена відносно недавно М.І.Павлюком (1998).
Однак незважаючи на ці нові дані, на сьогодні існує дві моделі будови Причорномор”я і Криму. Перша, складчасто-блокова , грунтується на “фіксистських” уявленнях. Вважається, що головними елементами будови є круто падаючі розломи, а складки утворені переважаючими вертикальними рухами в земній корі (Чебаненко І.І.,1975; та ін.).
Друга, структурно-мобілістська модель, запропонована ще Ю.В.Казанцевим . згідно цієї концепції, Рівнинний Крим складений серією тектонічних пластин, які розділені насувами, що сформувались в результаті потужного горизонтального стиску. У цьому аспекті В.В.Юдіним була запропонована нова концепція, яка відповідала глобальній реконструкції давнього океану Тетис (В.В.Юдин, 1994).
В подальших роботах (М.І.Павлюк, 1997, 1998) доводиться, що на формування регіональної та локальної складчастості вирішальний вплив мали глобальні тангенціальні напруги стиску, які сприяли виникненню різномасштабних горизонтальних переміщень в осадовому покриві; виникненню тут шар”яжів, розвитку насувів, ретронасувів, зсувів, лістричних розривів, літотектонічних пластин, обернено-ступінчастої тектонічної зональності.
Отже, проводячи огляд уявлень щодо будови, розвитку та генезису локальної складчастості Чорноморського регіону можна зробити такий висновок: на будову і умови формування локальних структурних форм Чорноморського регіону існують дві по-суті альтернативні точки зору.
Перша з них базується на уявленнях про вирішальну роль вертикальних рухів та розломно-блокову будову регіону, де масштаби вертикальних тектонічних рухів в складкоутворенні домінують (О.Т.Богаєць, І.І.Чебаненко, В.В.Глушко, Г.Н.Доленко та ін.). Друга точка зору грунтується на мобілістичних уявленнях про розвиток структур, зокрема локальних, в результаті переважаючого тангенціального стиску (Ю.В.Казанцев, М.Є.Герасимов, В.В.Юдін, М.І.Павлюк та ін.).
Таким чином, незважаючи на великий обсяг проведених досліджень в Чорноморському регіоні і, зокрема, в Чорноморському шельфі однозначного трактування генезису локальних складок не існуєю Залишились не вирішеними ряд питань, які стосуються умов формування локальних структур, що є пастками нафтогазових вуглеводнів.
Необхідно розглянути будову і характер локальноІ складчастості, зокрема найперспективнішої її ділянки – Каркінітсько-Північно-Кримського прогину з урахуванням тектонічних горизонтальних зусиль. З допомогою побудови структурних карт по окремих стратиграфічних підрозділах необхідно вивчити особливості будови і розвитку локальних складок-пасток природних вуглеводнів. Проведення палеотектонічної реконструкції структур дозволить визначити час формування, особливості генезису та росту структур. Це в свою чергу дасть можливість встановити і умови формування вуглеводневих покладів. Поряд із цими проблемами існує ряд питань, що торкаються класифікації пасток нафти і газу, які пов’язані з локальними структурними формами.

2. ОСНОВНІ РИСИ ГЕОЛОГІЧНОЇ БУДОВИ РЕГІОНУ

Важливе значення для формування перших уявлень про будову Чор-номорського регіону відіграли дослідження О.П.Карпінського, А.Д.Ар-хангельського, К.І.Макова, М.В.Муратова .
З нагромадженням нових матеріалів геофізичних та бурових робіт ці уявлення зазнавали суттєвих змін, створювались нові схеми будови регіону (О.Ю.Каменецький, О.Т.Богаєць, Г.Н.Доленко, В.В.Глушко, О.С.Ступка, Б.І.Денега, С.М.Захарчук, О.І.Париляк, М.І.Павлюк, В.В.Юдін, М.Є.Герасимов, Б.М.Полухтович та ін.).
Найбільш обгрунтоване геотектонічне районування даного регіону на рівні структур альпійського осадового покриву, що базується на результатах аналізу особливостей будови осадового комплексу порід, характеру розповсюдження окремих літолого-формаційних комплексів, історії тектонічного розвитку, дозволяє дослідникам виділити такі структурні зони: 1) Південно-Українська монокліналь; 2) система Причорноморсько-Азовських прогинів; 3) зона піднять Скіфського тектонічного поясу (Скіфської плити); 4) зона прогинів, що відокремлюють підняття Скіфського тектонічного поясу від альпійських гірських споруд; 5) альпійські гірські споруди Криму та Кавказу. Однак всі виділені структурні елементи осадового покриву регіону впродовж свого розвитку зазнавали неодноразової перебудови тектонічних планів, ус-падкування, накладання структур та впливу інверсійних рухів. Це в свою чергу зумовило складну будову осадового покриву та неспівпадіння контурів структурних елементів по різних формаційних комплексах (М.І.Павлюк, 1997; Атлас родовищ…, 1998).
Особливістю регіональної структури Чорноморського регіону є лінійне субширотне простягання всіх структурно-тектонічних елементів, яке контролюється розривними порушеннями; більшість структурних форм характеризується асиметричною будовою з крутими південно-західними бортами і пологішими північно-східними. Структурно-тектонічні елементи осадового покриву в більшості випадків утворені лінійно витягнутими зонами локальних структур, що кулісоподібно з”єднуються.
Спостерігається часте чергування додатніх і від”ємних тектонічних елементів. Усі ці особливості в регіональній будові зумовили своєрідність в будові та умовах формування локальних складок.

3. ОСОБЛИВОСТІ БУДОВИ ТА УМОВИ ФОРМУВАННЯ ЛОКАЛЬНИХ
СТРУКТУР-ПАСТОК ВУГЛЕВОДНІВ

Локальну складчастість осадового покриву Азово-Чорноморського регіону значна частина дослідників вважає переривистою (германотипною) (Геология шельфа…, 1986). Однак в останні роки і на суші і на шельфі при детальних геолого-геофізичних зіставленнях виявлено, що більшість локальних структур розташовані не розрізнено і хаотично, а приурочені до певних розломно-тектонічних елементів і групуються в декілька субширотно витягнутих зон. Характер складок Азово-Чорноморського регіону свідчить не лише про вертикальні тектонічні порухи, про зміну і чергування опускань та піднять, а й про значний вплив тангенціальних напруг (М.И.Павлюк, Р.В.Палинский, Н.М.Чир, 1991; М.І.Павлюк, О.М.Бокун, І.П.Копач, О.З.Савчак, 1996).
Субширотна лінійність і зональність у поширенні складок осадового покриву зумовлені лінійними зонами тектонічних порушень лістричного характеру. Маючи у верхніх горизонтах круте падіння, ці тектонічні порушення виположуються вниз за розрізом, змінюють площину скиду до майже горизонтальної, перетворюючись у класичний зсув чи насув. Їх генералізоване падіння південне, хоча встановлені і сколові порушення зустрічного падіння.
Аналіз локальних структурних форм вхрест простягання тектонічних зон свідчить, що в окремих смугах ступінь дислокованості зменшується від північної прирозломної фронтальної частини на південь у тилову частину смуг. Загальна ж картина дислокацій осадового покриву всього регіону має зворотну закономірність: у напрямку на північ зменшується кількість локальних складок і розривів, практично до повного затухання локальної складчастості та розривів на Південно-Українській монокліналі (М. І.Павлюк, 1997; О.З.Савчак, 1998). Це означає, що тангенціальні зусилля мали напрямок з півдня на північ, і саме вони привели до тектонічних зривів, виникнення лістричних розривів та розломно-тектонічних смуг. Кожна з них, при загальному субширотному простяганні, не утворює, однак, чітко окресленої суцільної зони, а формує окремі видовжені ділянки; складаючись з окремих смуг, вони кулісоподібно заміщають одна одну.
Для визначення будови локальних складок було побудовано структурні карти піднять по окремих стратиграфічних горизонтах.
Аналіз геолого-геофізичних матеріалів щодо будови окремих антиклінальних складок акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину дозволяє виділити тут два типи локальних структур з певними особливостями в будові та умовах формування: диз’юнктивно-плікативні та плікативні.
До структур першого типу віднесено підняття Голицина, Одеське, Архангельське, Шмідта, Гамбурцева, Сельського. Всі ці структури фор-мувались у фронтальних ділянках розривно-тектонічних смуг, тому спостерігається певна подібність будови та умов їх формування. Їх північні борти значно крутіші за південні та формуються при розривних тектонічних порушеннях. Амплітуда структур зростає з глибиною. Складки Голицинська, Одеська та Гамбурцева мають двосклепінну будову. Структури характеризуються досить високими коефіцієнтами інтенсивності складкоутворення. Північні крила складок притиснуті до розривних порушень, що мають насувну природу, амплітуда підкидів зростає з глибиною. Структурні плани складок зазнають неодноразових перебудов. Спостерігається зміщення склепінь структур.
Морфологічно – це брахіантиклінальні (Одеська, Архангельська, Сельського та Шмідта) та лінійні складки (Голицина, Гамбурцева). Вони двосклепінної будови. Всі структури асиметричні – з крутими і коротшими північними крилами і пологішими південними. Це наближує їх до типу підгорнутих складок. Північні та північно-західні перикліналі структур притиснуті субширотними розривами, що мають характер лістричних. Простягання всіх цих структур лінійне і контролюється розривами. Зчленування структур кулісоподібне. Це створює їх зональний розподіл та розмежовує розташування структур по розривно-тектонічних смугах (О.З.Савчак, 1997). Всі ці особливості вказують на те, що структури формувались у зонах із інтенсивними складкоутворюючими процесами.
За рядом особливостей виділено структури другого типу. Вони сформовані в тилових частинах розривно-тектонічних смуг. Найчастіше вони розташовуються за структурами першого типу, займаючи положення тильних з півдня. До цього типу структур за подібністю в будові та умовах формування віднесено наступні підняття: Штормове, Південно-Голицинське, Кримське. Всі вони типові брахіантикліналі, майже ізометричноІ будови, не зачеплені розривною тектонікою, не зазнавали значних зміщень склепінь та перебудови структурних планів у процесі формування. Всі ці особливості в будові вказують на те, що структури, порівняно з попередніми, формувались у плікативних зонах, які, очевидно, перебували у спокійніших тектонічних умовах.
Диз’юнктивна тектоніка є домінуючою при формуванні плікативної. Саме вздовж субширотних дислокацій формуються лінійні зони локальних антиклінальних складок, що становлять інтерес у плані нафтогазонаг-ромадження. Лінії розривних порушень тут відіграють роль надійного геодинамічного критерію і вказівника для пошуків зон складок-пасток нафти і газу (М.І.Павлюк, 1997).
Для вивчення умов формування антиклінальних складок Чорноморського шельфу застосовувались методи палеотектонічного аналізу за В.Б.Нейманом (побудова “ізопахічних трикутників”, “профілів вирівнювання” та графіків формування структур) .
Палеотектонічні реконструкції з використанням різних методів аналізу потужностей відкладів грунтуються на теоретичних засадах про компенсаційність шельфового осадконагромадження.
На основі виконаних палеотектонічних побудов встаноилено, що всі локальні підняття акваторіальноІ частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину починають формуватись у пізньокрейдовий період. В цей час амплітуди структур досить великі (зокрема на піднятті Голицина – до 1100м). Після свого зародженняння складки зазнають безперервного росту . Структури Голицина, Одеська, Архангельська і Шмідта формуються біля розривних порушень, які мають насувну природу.
Палеотектонічний аналіз дозволив в історичному плані простежити формування окремих антиклінальних піднять. Всі ці структури в процесі росту зазнавали тенденцій стійкого підняття. Одні з них мають конседиментаційний характер, тобто успадкування структурних планів (Штормова, Південно-Голицина, Кримська), інші зазнавали зміщень склепінь, перебудови структурних планів та впливу насувноі тектоніки (Голицина, Архангельська, Одеська, Шмідта, Сельського).
Глобальні геодинамічні напруги стиску, що домінували в Азово-Чорноморському регіоні упродовж альпійськоІ тектонічної епохи, мали певний вплив на регіональну структуру регіону та формування локальних антиклінальних піднять. Для підтвердження цієі ідеї сумісно з М.І.Павлюком, О.М.Бокуном, І.П.Копачем було проведено тектонофізичне моделювання умов розвитку та формування структур Чорноморського шельфу . На моделях відтворювався механізм формування антиклінальних складок в різних умовах напруженого стану, зокрема при різних комбінаціях дій вертикальних та горизонтальних зусиль. В результаті моделювання було отримано різні типи структур, які за морфологією та внутрішньою будовою відповідають натурним структурам цьогорегіону.

4. ОСОБЛИВОСТІ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ АКВАТОРІАЛЬНОЇ
ЧАСТИНИ КАРКІНІТСЬКО-ПІВНІЧНО-КРИМСЬКОГО ПРОГИНУ

На сьогодні в північно-західному шельфі Чорного моря виявлено 6 газових та 2 газоконденсатних родовища. чнформацію про них знаходимо у монографіях, статтях та науково-виробничих звітах, авторами яких є геологи ДГП “Кримгеологія”, “Чорноморнафтогаз”, “Одесаморгеологія”, УкрДГРІ, ІГН НАН України, ІГГГК НАН України.
До літолого-стратиграфічних комплексів, в яких встановлена промислова нафтогазоносність, в межах акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину належать: верхньокрейдово-палеоцен-еоценовий, майкопський, неогеновий та перпективний – нижньокрейдовий (Атлас родовищ…, 1998).
Розподіл нафтогазоносності в акваторіальній частині Каркінітсько-Північно-Кримського прогину підпорядкований певній закономірності. Розташування покладів вуглеводнів підпорядковані регіональному тектонічному плану. Поклади приурочені до певних структурно-тектонічних зон і мають добре виражену субширотну зональність зумовлену тектонічними формами. Це підкреслює залежність нафтогазонагромадження від умов тектогенезу. З урахуванням ролі вертикальних і горизонтальних зусиль тектогенезу виділено певні типи структур і зони Іх поширення в акваторіальній частині Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. До певних типів структур приурочені і своєрідні типи вуглеводневих покладів. Враховуючи співвідношення між структурно-тектонічним елементом регіону, генезисом складчастості, моделлю пасток вуглеводнів охарактеризовано зв’язок певних типів покладів вуглеводнів з генетичними типами складок і стилем тектогенезу.
Зокрема з прирозломним стилем складчастості, що зумовлений тектонічними зусиллями стиску, пов’язані пластові, тектонічно екрановані поклади (родовища Голицина, Архангельське, Одеське та Шмідта) і пластові склепінні (родовище Архангельське). З цим типом локальної складчастості в регіоні можна прогнозувати виявлення і перспективних покладів вуглеводнів, пов’язаних з піднасувними (пластові склепінні) та клиновидними (тектонічно екрановані) складками.
З тектонічним режимом розущільнення та ізостазії пов’язані пластові-склепінні поклади (родовища: Південно-Голицина, Штормове, Кримське ). З цим стилем складчастості можна сподіватись виявлення також складок, пов’язаних зі скидами та грабенових, в яких можливе відкриття пластових тектонічно обмежених покладів вуглеводнів.
Ці висновки мають важливе практичне значення при плануванні і веденні геолого-пошукових і розвідувальних робіт на шельфі Чорного моря. Здійснивши аналіз розподілу вуглеводневих покладів за розрізом та зіставивши його з коефіцієнтами інтенсивності складкоутворення (обчисленими за методикою О.О.Орлова) та основними фазами тектогенезу, можна простежити певну закономірність. Вона полягає в тому, що основні продуктивні горизонти розташовані у відкладах, що нагромаджувались в періоди між основними фазами складчастості . Так, у пізньокрейдовий період, де коефіцієнт інтенсивності складкоутворення сягає 6-7 проходили найінтенсивніші процеси формування складок. Структури характеризуються значними амплітудами, дуже крутими крилами та прилягають до розривних порушень. Всі ці процеси пов’язуються із австрійською та ларамійською фазами складчастості. Продуктивним горизонтом є лише маастріхтські відклади (Шмідтівське газоконденсатне родовище). чнших вуглеводневих покладів не виявлено. Отже, ці зіставлення свідчать, що у пізньокрейдовий період проходили найін-
тенсивніші складкоутворюючі процеси, а вуглеводневі поклади, які могли тут утворюватись, очевидно, розформовувались і мігрували у молодші відклади.
У ранньопалеогеновий час коефіцієнт інтенсивності складкоутворення становить 2,8. Амплітуда складок зменшується, структурні форми виположуються і стають більш симетричні. Всі ці ознаки вказують на те, що наступила зміна умов формування. Тектонічний режим став стабільнішим і спокійнішим. З відкладами цього періоду пов’язуються поклади Архангельського, Одеського, Штормового та Голицинського родовищ.
У середньопалеогеновий час коефіцієнт інтенсивності складкоутворюючих процесів становить 3,2. Структурні обриси складок по підошві середньопалеогенових відкладів свідчать, що вони формувались в спокійніших умовах. З цими відкладами пов’язане Одеське газове родовище.
У пізньопалеогеновий час коефіцієнт інтенсивності складкоутворення зменшується до 0,5. Тобто настають найстабільніші умови формування локальних структур. Цим і пояснюється найбільша кількість родовищ у пізньопалеогенових відкладах (Кримське, Шмідтівське, Південно-Голицина, Архангельське).
Починаючи із відкладів раннього неогену і до пізньонеогенового часу, до яких приурочено ряд фаз тектогенезу (савська, давньоштирійська , новоштирійська , роданська) вуглеводневих родовищ в акваторіальній частині Каркінітсько-Північно-Кримського прогину не виявлено. Тобто у цей час проходили інтенсивні тектонічні процеси, які сприяли формуванню структур, але були, очевидно, несприятливі для утворення вуглеводневих покладів.
Отже, із відмічених особливостей можна зробити висновок, що тектонічний фактор мав вирішальний вплив, як на формування локальних структур так і утворення вуглеводневих покладів, їх міграцію та акумуляцію .

ВИСНОВКИ

В результаті проведених досліджень з’ясовано, що горизонтальні складові тектонічних рухів мали значний вплив на будову, умови формування та розвиток як локальних складок так і типів вуглеводневих покладів. Структурно-тектонічні елементи осадового покриву мають субширотну зональність. Вони утворені лінійно витягнутими зонами локальних структур, які кулісоподібно зчленовуються. Така особливість регіональної структури Чорноморського шельфу, зокрема лінійне та субширотне простягання всіх структурно-тектонічних елементів контрольоване розривними порушеннями, спричинила будову переважної більшості локальних складок.
В результаті структурного аналізу з’ясовано особливості будови локальних піднять. Основною формою структур є брахіантикліналі. За умовами утворення – це конседиментаційні структури тривалого розвитку, про що свідчить наскрізний характер складчастості та скорочені потужності відкладів у склепінних частинах складок. Амплітуди їх значно зростають з глибиною. Встановлено, що структури приурочені до певних розломно-тектонічних смуг. Розривні порушення, які їх розмежовують мають характер лістричних (вони поступово виположуються з глибиною). Аналіз локальних структур вхрест простягання розривно-тектонічних смуг свідчить, що ступінь дислокованості складок зменшується від північної прирозломної частини на південь. Кількість
локальних складок у напрямку на північ зменшується.
Для визначення інтенсивності тектонічних напруг використовувались кількісні характеристики, зокрема коефіцієнти інтенсивності складкоутворення. За їх аналізом зроблено оцінку еволюції тектонічних рухів. Простежується збільшення коефіцієнту складкоутворення з глибиною. Це свідчить, про те, що найінтенсивніші процеси складкоутворення відбувались в час зародження складок, а у пізніші епохи проходило більш стабільне формування структурних форм, яке зумовило сучасний структурний план.
З’ясовано умови формування структур з допомогою конкретних па-леотектонічних реконструкцій . Зафіксовано, що починаючи з пізньок-рейдового періоду локальні структури акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину зазнають тенденцій стійкого підняття. Причому одному типу складок властивий стабільний характер розвитку, тобто успадковування структурних планів , другий тип зазнавав зміщення склепінь та перебудови структурних планів.
Реконструкції формування антиклінальних складок свідчать, що пастки на досліджених структурах почали формуватись ще у палеоценовий час. ч лише на початок міоцену вони набули максимальних розмірів. На протязі міоцену розміри пасток залишаються без змін.
В результаті встановлених закономірностей формування регіонального структурного плану, аналізу геолого-геофізичних матеріалів щодо будови окремих локальних складок, реконструкції умов їх формування в акваторіальній частині Каркінітсько-Північно-Кримського прогину виділено два типи структур: диз’юнктивно-плікативні (Голицина, Одеська, Архангельська, Шмідта, Гамбурцева, Сельського) та плікативні (Штормова, Південно-Голицина, Кримська).
Диз’юнктивно-плікативні структури характеризуються асиметричною будовою, при крутіших північних крилах і пологіших південних; коефіцієнти складкоутворення в них досить високі (до 7 у пізньокрейдовий період). Північні крила складок прилягають до тектонічних порушень типу насувів, амплітуда їх зростає з глибиною. Зчленування структур кулісоподібне. Ці особливості вказують на те, що структури формувались у зонах, де відбувались інтенсивні тектонічні процеси і це підтверджує думку про те , що структурам цього типу притаманний перехідний ( між германотипним і альпінотипним за М.І..Павлюком, 1997) тип складчастості.
Структури плікативних зон – це типові, майже ізометричної будови брахіантикліналі, не зачеплені розривною тектонікою, які не зазнавали значних зміщень склепінь та перебудови структурних планів. Виявлені особливості дозволяють констатувати, що ці структури, порівняно із попередніми, формувались у зонах, що перебували у спокійніших тектонічних умовах.
На підставі виконаних побудов здійснено класифікацію структур за генезисом і типом складчастості та виділено основні (встановлені) і прогнозні типи вуглеводневих покладів. Дослідження умов формування диз’юнктивно-плікативних структур дали можливість обгрунтувати тектонічно екрановані (підняття Голицина, Одеське та Архангельське) типи покладів. Серед прогнозних виділено піднасувні та клиновидні. В свою чергу вивчення особливостей будови та умов формування плікативних структур дозволо обгрунтувати наявність пластових склепінних типів вуглеводневих покладів. Серед прогнозних виділено поклади пов’язані зі скидами та грабенові (структури сформовані у зонах розтягу).
За аналізом формування структур, співвідношенням інтенсивностіскладкоутворення з розподілом вуглеводневих покладів та фазами тектогенезу зафіксовано, що процеси нафтогазонагромадження приурочені до певних відкладів, які утворились в періоди, що характеризують
проміжки між крупними фазами тектогенезу (ларамійською, савською, давньоштирійською ), і суттєво відрізняються за тектонічним режимом, направленістю тектонічних рухів та умовами формування резервуарів.
Проведені дослідження мають і практичне значення. В смугах з плікативним типом локальної складчастості геологам-нафтовикам необхідно враховувати конседиментаційний характер складок (успадкування структурних планів), а при пошуках вуглеводнів у прирозломних зонах необхідно передбачати зміщення з глибиною склепінь складок і контурів вуглеводневих покладів. Вказана особливість зумовлює необхідність використання різних методик пошуків та розвідки родовищ нафти і газу.

ОСНОВНІ ОПУБЛІКОВАНІ РОБОТИ ПО ТЕМІ ДИСЕРТАЦІЇ

1. Павлюк М.І., Бокун О.М., Копач І.П., Савчак 0. З. Про ймовірний механізм формування складок в альпійському осадовому комплексі північно-західної частини шельфу Чорного моря // Геологія і геохімія горючих копалин. – N2(94-95). – 1996. – С.26-31.
2. Савчак 0. З . Палеотектонічні реконструкції формування структур акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину у зв’язку із нафтогазоноснічстю // Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ // Міжвідомчий наук.-тех.збірник ІФДТУНГ. – Серія: Геологія та розвідка нафтових і газових родовищ.Розвідувальна та промислова геофізика. – Вип.34 (том 1), 1997. – С.114-121.
3. Савчак О.З. Типи пасток та покладів вуглеводнів акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину // Там же. -С.126-130.
4. Савчак О . З . Особливості будови та формування локальних структур Чорноморського шельфу в зв’язку з нафтогазоносністю // Геологія і геохімія горючих копалин. – N2(103). – 1998. – С.31-36.
5. Павлюк М.І., Савчак О . З ., Колодій І.В. Проблема класифікації нафтогазових пасток (на прикладі Азово-Чорноморського шельфу) //”Нафта і газ України – 96″: Тез.доп.наук.-практ.конфер. – Харків. – 1996. – С.227.
6. Savtchak O . Тypes of Local Folds and Hydro- carbon Accumulations of the Black Shelf (Ukrainian Sector) // 3 –rd International Conference on the Petroleum Geology and Hydro- carbon Potential of the Black and Caspian Seas area (Romania, Constanza, 1998. – p.69.
7. Савчак О . З . Характер локальної складчастості Чорноморського шельфу (в зв’язку з нафтогазоносністю) // Збірник наукових праць “Нафта і газ України”. – Матеріали 5-ої Міжнарод. конференції “Нафта-Газ України-98.- Полтава, 15-17 вересня. – Т.1. – Полтава. – 1998. – С.302-303.

Савчак О.З. Формування локальних складок та нафтогазоносність акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. -Рукопис.
Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук за спеціальністю 04.00.17 – Геологія нафти і газу. – Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України. – Львів, 1999.
Дисертація присвячена вивченню особливостей будови та умов формування локальних структур з якими пов’язані вуглеводневі поклади акваторіальної частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. На основі виконаних структурних та палеотектонічних побудов обгрунтовано два генетичні типи локальних структур – диз’юнктивно-плікативні та плікативні. У формуванні складок виділено основні етапи розвитку структур. Здійснено класифікацію основних встановлених та прогнозних типів вуглеводневих покладів. Встановлено зв’язок між розподілом вуглеводневих покладів та інтенсивністю складкоутворюючих процесів. Доведено, що тектонічні фактори мали визначальний вплив, як на формування локальних структур, так і на утворення вуглеводневих покладів.
Савчак О.З. Формирование локальных складок и нефтегазоносность акваториальной части Каркинитско-Северо-Крымского прогиба. – Рукопись.
Диссертация на соискание ученой степени кандидата геологических наук по специальности 04.00.17 – Геология нефти и газа.- Институт геологии и геохимии горючих ископаемых НАН Украины. Львов, 1999.
Диссертация посвящена изучению особенностей строения и условий формирования локальных структур с которыми связаны углеводородные залежи акваториальной части Каркинитско-Северо-Крымского прогиба формирования локальных структур с которыми связаны углеводородные. В результате структурного анализа выявлены особенности строения локальных поднятий. Основная форма структур – брахиантиклинали субширотного простирания. За условиями образования это конседиментационные складки длительного развития. Амплитуды их возростают с глубиной. Размещение структур контролируется разрывнымы нарушениями.
Исследованы условия формирования структур при помощи комплекса палеотектонических реконструкций (методы “изопахических треугольников”, “профилей выравнивания” и графиков формирования складок). В формировании поднятий выделены этапы интенсивного и замедленного развития . На основании выполненных построений произведено классификацию структур за генезисом и типом складчатости, а также выделены основные (установленные) и прогнозные типы углеводородных залежей. Выделено два генетических типа структур – дизъюнктивно-пликативные и пликативные. Условия формирования дизъюнктивно-пликативных структур позволили обосновать тектонически экранированные, а также выделить прогнозные поднадвиговые и клиновидные типы залежей. Для пликативных структур характерны пластовые сводовые и прогнозные – связанные со сбросами и грабеновые.
Анализ формирования структур, сопоставление интенсивности складкообразования и распределения углеводородных залежей с фазами тектогенеза позволило констатировать, что нефтегазонакопление приурочено в основном к отложениям, которые образовались в периоды, характеризующие етапы между крупными фазами тектогенеза.
Savchak O. Z.Local folding and oil and gas presence in aquatorial part of the Karkinite-Northern Crimean depression. -Manuscript.
Dissertation for a degree of a Candidate of Sciences in Geology on speciality 04.00.17-Geology of oil and gas. – Institute of Geology & Geochemistry of Combustible Minerals of National Academy of Sciences of Ukraine. – Lviv, 1999.
The dissertation is about studying the peculiarities of structure and conditions of the local folding connected with hydrocarbon deposits of aquatorial part of the Karkinite-Northern Crimean depression. Based on structural and paleotectonic
constructions being fulfiled, two genetic types of local structures were grounded, namely disjunctive-plicated and plicated. In the folding it was distinguished the main stages of the structure’s development. It was carried out a classification of the main determined and prognostic types of hydrocarbon deposits. It was determined a connection between hydrocarbon deposits distribution and fold-forming processes intensity. It was testified that tectonic factors had a main influence both on formation of local structures and on formation of hydrocarbon deposits.

Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter

Похожие документы
Обсуждение

Оставить комментарий

avatar
  Подписаться  
Уведомление о
Заказать реферат!
UkrReferat.com. Всі права захищені. 2000-2019