Нафтогазоносні регіони України

У межах України наявні три нафтогазоносні регіони: східний - Дніпровське-Донецька западина; західний - Західно-Український регіон: Волино-Подільська газонафтоносна провінція, Передкарпатська нафтогазоносна провінція, Карпатська складчаста нафтоносна область, Закарпатська газоносна область; південний -Кримська нафтогазоносна провінція.

Дніпровське-Донецька западина (ДДЗ) представляє собою внутрішньо платформенну структуру авлакогенного типу. Розміри западини - 630x210 км, площа - 100 тис.км². Вона охоплює територію Чернігівської, Полтавської, Сумської, Харківської, Дніпропетровської, Луганської і Донецької областей.

ДДЗ складають девонські, кам'яновугільні, пермські, тріасові юрські, крейдові, тре­тинні і четвертинні відклади. За даними геолого-геофізичних досліджень, у південно-східній її частині прогнозується розвиток рифейських і, можливо, нижньопалеозойських утворень. У літологічному відношенні розріз ДДЗ представлений переважно теригенними відкладами. Крім того, тут розвинуті три соленосні товщі (нижньопермська, фаменська, франська), дві ефузивні в девоні, а також карбонатні - в верхній крейді, нижньобашкирсь-кому, нижньовізейському і турнейському ярусах.

За тектонічною схемою в межах ДДЗ виділяються північний і південний борти (схили Воронезького кристалічного масиву і Українського щита) і Дніпровський гра-бен. Останній на заході через Брагинсько-Лоєвську сідловину межує із Прип'ятським грабеном, а на сході по шовному з'єднанню — із Донбасом і має структуру складної будови, в якій виділяються поздовжні та поперечні тектонічні елементи. Поздовжніми є північна і південна прибортові зони, які характеризуються субмоноклінальним заляганням порід, і центральна (осьова) зо­на, в межах якої розвинуті найбільш крупні вали і депресії.

В ДДЗ відкрито 180 родовищ нафти і газу, в яких газ становить 74,5, нафта — 18,6 і конденсат - 6,9 %. В стратиграфічному розрізі ДДЗ виділяється вісім продуктивних комп­лексів: мезозойський, нижньопермсько - верхньокам'яновугільний, середньокам'-яно-вугільний, серпухівський, верхньовізейський, турнейсько-нижньовізейський, девонський і докембрійський (в фундаменті). При цьому серпухівський, верхньовізе-йський і турнейсь­ко-нижньовізейський комплекси, які характеризуються подібними умовами нафтогазонос­ності, відособлюють в нижньокам'яновугільний мегакомплекс.

В нафтогеологічному районуванні на території ДДЗ виділяється Дніпровсько-Донецька газонафтоносна область як складова частина Дніпровсько-Прип'ятської нафтогазоносної провінції. В межах цієї області виділяються 5 субобластей, 14 нафтогазоносних районів і 29 зон нафтогазонагромадження.

Мезозойський комплекс, продуктивний на семи родовищах, має підпорядковане зна­чення, оскільки вміщує тільки 0,6 % початкових ресурсів вуглеводнів. На всіх родовищах поклади газові, за винятком Качанівського, де є нафта.

Глибина залягання продуктивних горизонтів в мезозої змінюється від 400 до 1850 м. В них метанові гази становлять 86 — 93, важкі вуглеводні - 0,25 — 10,80, нафта легка і се­редня - 0,82 — 0,88, малосірчана - 0,36 — 0,56, парафінова - 0,60 — 2,70, високосмолиста - 19 — 40 %. Всі поклади приурочені до крупноамплітудних антиклінальних структур і є склепінними, часто тектонічно екранованими.

Нижньопермсько-верхньокам'яновугільний комплекс є в регіоні основним за розвіданими запасами вуглеводнів (57,2 %), що здебільшого зумовлено наявністю в ньому найбільш крупних нафтових (Леляківське, Гнідинцівське, Глинсько-Роз-бишівське) і газо­вих (Шебелінське, Західно-Хрестищинське, Єфремівське) родо-вищ. Комплекс продуктив­ний на 26 родовищах. Переважна частина розвіданих запасів нафти і газу зосереджена в масивно-пластових покладах під регіональною комбінованою (глинисто-хемогенною) по­кришкою.

Глибина залягання продуктивних горизонтів змінюється від 680 до 4050 м. Нафта в них легка і середня густиною 800 — 880 кг/м³, малопарафіниста, смолиста, малосірчиста (0,11— 0,72 %); вільні гази метанові (89 — 93,7 %); важкі вуглеводні становлять 4,1 — 7,9 %; потенціальний вміст конденсату в газі невеликий - до 50 — 70 г/м³. Колектори в більшості покладів теригенні, в деяких - карбонатні з біогерменними утвореннями (Чутівське, Ле­ляківське родовища).

Подальші перспективи нафтогазоносності даного комплексу порівняно невеликі, що по­яснюється високою (88 %) розвіданістю початкових ресурсів.

Середньокам'яновугільний комплекс продуктивний на 46 родовищах. Він відноситься до другорядних, оскільки розвідані запаси в ньому невеликі. Складений комплекс териген­но-карбонатними відкладами. Поклади в більшості випадків дрібні та поширені майже у всіх тектонічних зонах ДДЗ на глибинах від 650 до 4800 м. При цьому в периферійних зо­нах ДДЗ поширені переважно нафтові та нафтогазові родовища, в осьовій і всій південно-східній частинах - газові та газоконденсатні.

Нижньокам'яновугільний мегакомплекс характеризується найбільш широким розпов­сюдженням нафтових і газових скупчень. Він продуктивний на 155 родовищах і за перспек­тивністю є основним в регіоні. Відклади нижнього карбону представлені пісковиками та алевролітами з підпорядкованими пластами і пачками карбонатних порід, які приурочені в основному до нижньовізейського і турнейського ярусів.

Для мегакомплексу характерно часте чергування піщано-алевролітових і глинистих пластів невеликої товщини (10 —30 м), що створює багаточисельні пластові резервуари. У відкладах нижнього карбону виділяються серпухівський, верхньовізейський і турнейсько-нижньовізейський продуктивні комплекси.

Серпухівський комплекс продуктивний на 59 родовищах. Поклади поширені переваж­но в центральній і в меншій мірі в південно-західній частинах ДДЗ зі збіль-шенням частки газової складової в південно-східному напрямку. Нафта в цьому комплексі має густину 790— 870, на більшій частині території - до 850 кг/м³, вміст сірки в ній зміню-ється в межах 0,03 — 0,75 %. Вільний газ характеризується значним вмістом кон-денсату (в західній суб-області - 50 — 450, в східній - 50 — 100 г/м³) і важких вуг-леводнів (відповідно 2—21 і до 10 %). В серпухівському комплексі виділяєть-ся 15 продуктивних горизонтів, які індексуються С-1-9 і В-10-14. Всі поклади пластові. Колектори скрізь теригенні, окрім Му-ратівського родовища, де газові поклади пов'язані із карбонатами біогенного типу.

Верхньовізейський комплекс характеризується найбільш широким територіальним по­ширенням нафтогазоносності. Він вміщує 20,3 % розвіданих запасів вуглеводнів, приуроче­них до 106 родовищ, розміщених в західній і прибортових частинах південно-східної субобласті ДДЗ. Як і в інших комплексах нижнього карбону, в верхньовізейському комплексі нафтові поклади в північно-захіній частині ДДЗ на південний схід змінюються газоконден­сатними.

У верхньовізейському комплексі виділяється близько 13 продуктивних гори-зонтів (В-10-23). Глибина залягання їх змінюється від 800 до 6200 м. В цьому ком-плексі на Пере-возівському родовищі в інтервалі 6200 — 6300 м розміщені глибокі в ДДЗ газоконденсатні поклади. Родовища багатопластові з великою висотою наф-тогазоносності (Качанівське, Ри­бальське, Погарщинське і ін.). В малоамплітудних підняттях і неантиклінальних пастках вони вміщують по 1 — 3 продуктивних горизонти.

Густина нафти в верхньовізейських відкладах змінюється в межах 820 — 970 кг/м³, на більшій частині території вона не перевищує 850 кг/м³; вміст сірки стано-вить до 0,5 % (на деяких периферійних ділянках - до 1,2 — 2,2 %); в'язкість - 0,25 — 5,0 мПа«с (на Ри­бальському, Бугреватівському і Великобубнівському родови-щах - 10 — 22 мПа«с). Вільні гази характеризуються в західній частині ДДЗ висо-ким (80 — 1000 г/м³), а в східній - се­реднім (50 — 200 г/м³) вмістом конденсату; важких вуглеводнів в них відповідно до 22 і 8 %. Переважна більшість відомих родовищ пов'язана зі склепінними пастками, часто - з тектонічними і літологіч-ними ускладненнями.

Все частіше виявляються поклади в неантиклінальних літологічне (Волошківське, Со-рочинське, Червонозаводське родовища) і тектонічно екранованих пастках (Південноафанасівське родовище і ін.)

Турнейсько-нижньовізейський комплекс продуктивний на 63 родовищах. У ньому міститься 8,3 % розвіданих запасів вуглеводнів. Найбільш крупне родовище у цьому комп­лексі Яблунівське. Комплекс представлений теригенними і карбонат-ними відкладами. Ос­танні розвинуті як в нижньовізейському, так і в турнейському ярусах і найбільше поширені в південній прибортовій зоні ДДЗ. Розміщення покладів в цьому комплексі таке ж, як і в верхньовізейських утвореннях.

Нафта у відкладах турнейсько-нижньовізейського комплексу малосірчиста (0,10 — 0,45 %) із густиною 800 — 910 кг/м³, на більшій частині території - до 850 кг/м³; гази метанові з вмістом важких вуглеводнів 6 — 26 %, при цьому в західній частині ДДЗ -понад 10 %, а в східній - до 10 %; вміст конденсату в газі відповідно становить до 1000 і 300 г/м³.

Як і в інших комплексах, в турнейсько-нижньовізейському переважають поклади в склепінних пастках, нерідко з літологічним і тектонічним екрануванням. Крім того, вияв­лені поклади в неантиклінальних пастках.

Нижньокам'яновугільний продуктивний мегакомплекс, за винятком нерпухо-вських відкладів у північно-західній частині ДДЗ, характеризується регіональною нафтогазо­носністю, що зумовлено переважно сингенетичністю розвинутих в ньо-му нагромаджень нафти і газу. В цьому комплексі скупчення вуглеводнів наявне в усіх тектонічних зонах гра­бена, а також на північному борту западини. Родовища виявлені на протяжних валах, в де­пресійних зонах і на моноклінальних схилах. Структурні форми, що контролюють нижньо-кам'яновугільні поклади нафти і газу, дуже різноманітні. Серед них можна назвати наскрізні брахіантиклінальні піднят-тя, поховані високоамплітудні та слабко виражені структури. В комплексі вже встановлені та прогнозуються в широких масштабах поклади в неантиклінальних літологічних і стратиграфічних пастках.

Фазовий стан вуглеводнів, що заповнюють пастки в нижньокам'яновугільних відкладах, змінюється в широкому діапазоні. Відзначені всі види фазових переходів від важ­кої дегазованої нафти до майже сухого газу. Трапляються пластові системи з надзвичайно високим вмістом конденсату в газі - 1700 — 1800 г/м³.

Глибина залягання продуктивних горизонтів в нижньому карбоні змінюється в широких межах - від 700 — 750 м на Михайлівському і Зачепилівському родовищах до 6100—6300 м - на Комишнянському і Перевозівському.

Подальші перспективи нафтогазоносності ДДЗ пов'язуються в основному з

нижньо-кам'яновугільним мегакомплексом, де сконцентрована більшість нероз-віданих ресурсів вуглеводнів.

У девонському продуктивному мегакомплексі виявлено п'ять нафтових і га-зоконденсат­них родовищ, в яких вміщується 0,2 % розвіданих запасів вуглеводнів. Він представлений трьома комплексами відкладів, що розділені соленосними тов-щами - теригенними підсольовим (живетсько-нижньоафранським), карбонатно-теригенним міжсольовим (за-донсько-єлецьким) і теригенним надсольовим (рамен-ським).

Перспективи нафтогазоносності девонського мегакомплексу значні. За розмі-рами не­розвіданих ресурсів він поступається тільки трьом нижньокам'яновугіль-ним комплексам. При цьому ступінь розвіданості його незначний.

Продуктивний комплекс докембрійського кристалічного фундамента є в ДДЗ новим перспективним об'єктом пошуково-розвідувальних робіт. У породах фунда-мента виявлено п'ять родовищ, які розташовані на північному борту (Юліївське нафтогазове, Чернетчинсь-ке, Нарижнянське і Коробочківське газоконденсатні) і в самій пограничній зоні грабена (Хухрінське нафтове родовище). Розвідані запаси в комплексі поки що незначні, а не-розвідані ресурси оцінюються в 4,6 % від загаль-них в регіоні. Найбільш перспективними є північний борт ДДЗ і вузькі (шириною 4 — 7 км) прирозломні зони біля північного та південного крайових порушень.

В Західно-Українському регіоні нафтогазоносність пов'язана з Волинсько-подільським краєм Східно-Європейської платформи (Львівський палеозойський прогин), Передкарпатським передовим прогином, Складчастими Карпатами і За-карпатським внутрішнім прогином. Загальні розміри регіону - 300x320 км. Він охоплює частину Волин­ської, Тернопільської і Чернівецької областей і майже по-вністю територію Львівської, Івано-Франківської і Закарпатської областей. Про-дуктивні горизонти в цьому регіоні зустрічаються в палеозойських, мезозойських і кайнозойських відкладах. В основному наф­та та газ видобуваються у Передкарпа-тській нафтогазоносній провінції. Тут у Зовнішній (Більче-Волицькій) зоні Перед-карпатського прогину переважають газові родовища, а у Внутрішній (Бориславсь-ко-Покутській) - нафтові. Основними продуктивними товщами є теригенні Туво-рення крейди, палеогену і неогену.

Нафтогазоносність Волино-Подільської провінції пов'язана з південно-захід-ним заглиб­ленням Східно-Європейської платформи. В її межах виділяються Львівський палеозойсь­кий прогин, Стрийський юрський прогин і Львівська крейдова западина.

Товщина палеозойських відкладів у межах Львівського прогину перевищує 5 км, посту­пово зменшуючись у східному та південно-східному напрямках. Вони зім'яті у пологі склад­ки північно-північно-західного простягання. Максимальна їх дислокованість спостерігається на південному заході прогину впродовж лінії Львів-Жовква-Угнів. На північно-східній пери­ферії Львівського прогину розташоване Локачівське газове родовище промислового значення.

Локачівська складка - це асиметрична антикліналь з коротким і крутим (5 — 7°) південно-східним крилом і протяжним пологим (не більше 3°) північно-західним. Роз-міри складки по ізогіпсі - 680 м, розміри одного із продуктивних горизон-тів середнього девону -9x4 км. Амплітуда підняття складки досягає 100 м. Колектори тут представлені крупнозер-нистими алевролітами і дрібнозернистими пісковиками олігомиктового квар-цевого складу. Відкрита пористість порід коливається у межах 3 — 20 %, а проникність -0,01∙10^-15 — 355∙10^-15 мкм². На Локачівському родовищі виявлено шість пластових склепінних газових покладів. Газ родовища вуглеводневий. Переважаючим компонен­том є метан (89 — 97 об. %).

На крайній північно-західній структурі складок Львівського прогину розталоване Великомостівське газове родовище. Два газових поклади виявлені тут у відкладах се-реднього девону. Колекторами є пісковики, алевроліти та карбонатні породи з низькими колекторськими властивостями. Абсолютно вільні дебіти свердловин в окремих

покладах коливаються у межах 15 — 39,5 тис.м³/добу. Тип покладів пластовий, склепінний. Газ родовища вугле­водневий з переважаючим вмістом метану (88 %).

Зовнішня (Більче-Волицька) зона Передкарпатського прогину умовно поділя-ється на три підзони: найбільш занурену Крукенецьку, Косівсько-Угерську й Іва-но-Франківську, яка прилягає до платформи. Межами між ними служать повздовж-ні регіональні розломи: Городоцько-Калуський і Краковецько-Стрийський. Залеж-но від глибини залягання донео-генової основи і розподілення товщин баденсар-матських відкладів у Зовнішній зоні виділяються такі тектонічні одиниці: Косівсь-ка (баденська) западина з товщиною відкладів до 2,1 м на південному сході, Угерсько-Крукенецька (баден-сарматська) западина з товщи­ною відкладів 1 — 5,5 км на північному заході і Івано-Франківське поперечне підняття, яке їх розділяє.

Територія Зовнішньої зони, яка довгий час після крейдового періоду була суходолом, інтенсивно розмивалась. Тому неогенові відклади, які представлені тут в основному отансь-ким (гельветським), баденським і сарматським ярусами, залягають на різновікових донео-генових відкладах від рифея до крейди включно.

Промислові газові поклади Зовнішньої зони приурочені до мезозойських ерозійно-тек­тонічних виступів, які перекриті міоценовою покришкою (50,5 % від початкових запасів газу Зовнішньої зони), а також до міоценових відкладів (49,4 %). Масивні поклади газу, що трапляються в породах юри або крейди, розташовані в облягаючих їх гельветських та ниж-ньобаденських пісковиках. Неогенові відклади газоносні на всій території Зовнішньої зони, але і в них понад 93 % початкових розвіданих запасів газу зосереджено у північно-західній ча­стині зони, що зумовлено наявністю більш повного розрізу неогенових відкладів у цій частині.

Найбільшими родовищами, які виявлені в мезозої, являються Більче-Волицьке, Рудківське, Угерське, Залужанське, Опарське, Пинянське і Хідновицьке. У газових покла­дах нижнього сармату, які залягають на глибинах до 1 км, зустрічаються найсухіші гази з вмістом метану до 99 %. У газі мезозойських відкладів вміст метану зменшується до 95 — 96 % при одночасному збільшенні вмісту важких вуглеводнів. Колекторами газу в крейдо­вих і неогенових відкладах є пісковики, їх ефективна пористість відповідно становить 18 — 23 і 10 — 25 %.

Колекторами нафти в юрських відкладах Зовнішньої зони є тріщинуваті й кавернозні вапняки. Основне значення при фільтрації нафти в пласті мають тріщини і каверни. Нафта юрських відкладів важка, високов'язка з високим вмістом асфальтенів, смол і сірки і дуже малим вмістом парафінів. В 1989 р. була підтверджена промислова нафтоносність юрських відкладів.

Внутрішня зона Передкарпатського прогину складається з верхньокрейдових, палеоге­нових і нижньоміоценових утворень, причому основний її об'єм займають палеогенові відклади. Ці породи мають винятково складну будову і утворюють покривну структуру (Бо-риславсько-Покутський покрив). Складки її у переважній більшості - це лінійні ан­тикліналі, насунуті одна на одну у північно-східному напрямку, які групуються у два-три яруси. Покрив у цілому ускладнюється системою поперечних розривних порушень. Вони можуть бути як загальні для покриву в цілому, так і спостерігатися у тілі окремих ярусів. Поперечні порушення зумовили блокову будову Внутрішньої зони. Загальна товщина по­криву змінюється від 2 до 8 км при товщині окремих ярусів складок 0,5 — 3 км. У північно-західному і південно-східному напрямках розміри покриву зменшуються до повного його виклинювання. Загальні розміри Внутрішньої зони становлять 275 на 7 — 24 км.

У межах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину виявлено і розвідано 33 родови­ща нафти і газу. Основною продуктивною товщею є палеогенові відклади. За кількістю ви­добувних запасів три родовища (Бориславське, Долинське і Битків-Бабченське) відносяться до крупних, решта - до дрібних. У першому структурному ярусі (найбільш припіднятому)

розміщується 52, у другому - 12, у третьому - 35 і в четвертому автохтонному -1 % запасів. Розподіл запасів вуглеводнів в умовному паливі по розрізу має такий вигляд, %: 55 — в еоценових; 40 — в олігоценових (менілітова свита); 4 — в палеоценових і 1 — в крейдових і нижньоміоценових (поляницька свита) відкладах. Найбільше газоподібних вуглеводнів (вільний газ) вміщується у еоценових відкладах (89 %), а рідких - в олігоценових (56 %).

Більшість виявлених покладів вуглеводнів пов'язані з лінійними складками і відносяться до склепінного типу. Зональний розподіл колекторів (лінійно-витягнені смуги пісковиків) зумовив наявність літологічно обмежених покладів нафти та газу. Колекторами нафти та газу служать дрібно- і середньозернисті кварцеві пісковики, які відзначаються низькими ємкісно-фільтраційними властивостями. Кращими колекторськими властивостями відзначаються пісковики вигодської свити, їх пористість на Долинському родовищі стано­вить 9 — 15 %, проникність - 4...6»10"³, а в окремих зразках - 45 — 50«10~³ мкм².

Нафта палеогенових покладів метаново-нафтенова, малосірчиста, смолиста, високопа-рафіниста. Густина її коливається у межах 770 — 870 кг/м³. У газах газових покладів вміст метану становить 85 — 99 %. Потенціальний вміст конденсату змінюється від кількох де­сятків до 400 см³/м³.

У складчастих Карпатах з північного сходу на південний захід виділяються Скибова, Кросненська, Чорногорська, Дуклянська, Паркулецька, Рахівська, Магурська, Мармарось-ка і Пекінська зони, Мармароський масив і зона Підгаля, Всі вони представляють собою по­криви, за винятком Кросненської зони і зони Підгаля. Найбільш характерною структурною особливістю покривів є наявність тут паралельних дуже вузьких, але протяжних лусок-мо-нокліналей, які відділені одна від одної насувами другого порядку.

Кросненська зона не має явно вираженої покривної будови. Вона представляє собою своєрідну депресію відносно сусідніх покривів і складається з олігоцен-міоценових відкладів великої товщини. В цій зоні, як і в інших тектонічних зонах, розвинені луски-покриви типу скиб у Скибовому покриві.

Складчасті Карпати займають незначне місце щодо видобутку нафти і газу. Нафтові поклади тут приурочені до пісковиків стрийської і ямненської свит. Початкові дебіти в них не перевищували 20 т/добу, а з часом стабілізувалися в межах 100 — 200 кг/добу. З ямнен-ськими пісковиками пов'язане Стрільбицьке родовище і один з нафтових покладів Битків-Бабченського родовища. Незначні припливи нафти або нафти з водою були одержані при випробуванні нижньоверховинсько-верхньоголовецької підсвити олігоцена на Хащів-Ло-пушнянській площі Кросненської зони.

Закарпатський неогеновий прогин обмежений на північному сході Закарпатським, а на південному заході - Припанонським глибинним розломами. Донеогенова основа прогину має блоково-складчасту структуру і складена осадовими вулканогенними утвореннями па­леогену, крейди, юри, тріасу і, ймовірно, метаморфізованими породами палеозою. Більшу частину основи Закарпатського прогину заповнюють відклади кричевської свити крейдової системи (чорносланцева карбонатно-теригенно-глиниста товща). Більш ніж трикілометровий комплекс неогенових молас дислокований у прогині в пологі складки, уск­ладнені в центральній частині прогину соляними діапірами. На основну товщу молас міоцену-пліоцену по зовнішній і внутрішній периферіях прогину налягає товстий комплекс вулканогенних переважно основного складу утворень Вигорлат-Гутинської гряди. Дві вітки цієї гряди з'єднуються смугою меридіонального простягання, яка розділяє орографічне весь прогин на дві частини (западини): південно-східну (Солотвинська) і північно-західну (Му­качівська).

У неогеновому структурно-тектонічному поверсі прогину виявлено два газових родови­ща: Солотвинське і Русько-Комарівське. Солотвинське родовище газу розтало-ване у Со-лотвинській западині. Промислову газоносність мають його нижньоміоценові відклади (но-воселицька свита бадена). Колекторами прогину є пісковики, піщані туфи і туффіти, по-

кришками - відклади тереблянської свити. Русько-Комарівське родовище розташоване в центральній частині Мукачівської западини. Воно представляє собою брахіантикліналь, по­рушену розривами, ускладнену міжпластовою інтрузією гранодіорит - порфірів. Поклади газу в цьому родовищі пластові, склепінні, тектонічно і літологічно екрановані; колекторами служать прошарки пісковиків, покришками - глинисті пачки неогенових відкладів; для газу характерний великий (від 30 до 40 %) вміст азоту. Останнім часом у південно-східній час­тині Мукачівської западини виявлено Королівське газове родовище.

Причорноморсько-кримську провінцію складають нижній і верхній докембрії, палео­зой, мезозой і кайнозой. Нижньодокембрійські породи (архей - нижній протерозой) утво­рюють фундамент південного схилу Східно-Європейської платформи, їх поверхня залягає на значних глибинах (1 км і більше) і занурюється в південному напрямку. Вона перекрита мезозойсько-кайнозойськими відкладами в Центральному Причорномор'ї і палеозойсько-кайнозойськими в Західному Причорномор'ї. Це переважно кристалічні сланці, гнейси, мігматити і різні гранітоїди.

Верхньопротерозойські породи відомі двох типів: у Рівнинному Криму і на піднятті Голіцина в акваторії Чорного моря залягають сильнодислоковані зелені сланці; в Західному Причорномор'ї Верхньопротерозойські породи залягають на дорифейському фундаменті Східно-Європейської платформи і представлені валдайською серією вендсь-кого комплексу. Це переважно дрібнозернисті пісковики, алевроліти й аргіліти загальною товщиною до 1,5 км.

Палеозойські породи в Рівнинному Криму представлені пісковиками з прошарками чорних і темно-сірих вутлисто-карбонатних, вуглисто-карбонатно-серицитових і глинистих сланців, які умовно відносяться до ранньо-середньокам'яновугільних. В Західному Причор­номор'ї серед палеозойських утворень встановлені відклади всіх систем. Це переважно те­ригенно-карбонатні породи загальною товщиною понад 3 км.

Значно поширені мезозойські утворення. Тріасові породи представлені вапняками, до­ломітами та мергелями в нижній частині розрізу і пісковиками, алевролітами й аргілітами у верхній. Серед юрських відкладів в одних районах провінції переважають теригенні поро­ди, в інших - карбонатні. Крейдові відклади представлені нижнім і верхнім відділами. Май­же у всьому регіоні розріз нижньої крейди починається грубоуламковими теригенними по­родами (піски, гравеліти). Вище залягають лагунно-континентальні та прибережно-морські відклади (пісковики і аргіліти з прошарками глин). Внаслідок вулканізму в Північно-Кримському прогині сформувалася осадово-вулканогенна товща тархункутської свити (400 м). Загальна товщина нижньокрейдових відкладів в Рівнинному Криму змінюється від 200 м до 2,2 км, в Північному Причорномор'ї - від 100 до 400, а в Західному — від 0 до 400 м. Верхньокрейдові відклади представлені переважно карбонатними порода­ми, їх максимальна товщина - 2,5 км.

Палеоценові й еоценові відклади складені дрібнозернистими глинистими вапняками і мергелями. Олігоценові та нижньоміоценові утворення на всій території Причорномор'я і Криму представлені монотонною товщею піщано-алевролитових глин майкопської свити. В Західному Причорномор'ї глини поступово заміщуються глинистими пісками і гіпсовиками. Товщина відкладів майкопської свити змінюється від 700 — 1000 до 3000 — —5000 м. Розріз середнього і верхнього міоцену і пліоцену складений піщано-глинистими і карбонатними відкладами.

Північну частину провінції займає південна окраїна Східно-Європейської платформи. До зони зчленування древньої платформи з розташованою південніше молодою Скіфською плитою приурочена глибока депресія субширотного напрямку, виповнена великою товщею (до 8 км) переважно мезозойсько-кайнозойських, а місцями - і більш давніх відкладень. Ця вузька і витягнута структура складається з трьох прогинів (з заходу на схід): палеозойського Придобруджинського, Північно-Кримського і Північне-Азовського, які розділені субме-

ридіональними розломами і поперечними перепонками. З півдня Причорноморські прогини обмежені зоною виступів, фундамент яких складений складчастими поро-дами рифейського і палеозойського віку. Це Кілійсько-Зміїне і Чорноморське під-няття, Кримське склепіння (об'єднує Каламітське, Новоселівське і Сімферопо-льське підняття) і Азовський вал, який займає всю центральну частину Азовського моря. З півдня Новоселівське підняття відокремлене вузьким субширотним грабе-ном від Альмінської депресії, яка складається з крейдових і палеоген-неогенових відкладів товщиною до 2 км. Південний борт Азовського валу переходить в Південно-Азовський виступ - нахилену на північ монокліналь шириною від 18-20 до 40-45 км з інтенсивним зануренням всіх країв осадового чохла і поверхні фун­даменту. Далі на південь виступ змінюється Індольським прогином. Перехід від-бувається по флексурі, якій у фундаменті відповідає система великоамплітудних (1,5 — 2 км) розрив­них порушень. Максимальна потужність осадової товщі в прогині - 15 км, причому 1/3 її припадає на відклади майкопської свити.

Стратиграфічний діапазон нафтогазоносності в Причорноморсько-кримській провінції включає весь комплекс відкладів - від докрейдових до неогенових включно. Тут відкрито 16 газових і 10 нафтових родовищ. В газових родовищах поклади розміщені у верхньокрейдо-вих, палеоценових і майкопських відкладах; в газоконденсатних - в нижньокрейдових, па­леоценових і майкопських; а нафтових - в міоценових, майкопських, верхньо- і нижньок­рейдових і частково девонських. Єдине родовище в середньодевонських відкладах - Східно-Саратське розташоване та території Саратського району Одеської області. Нафтоносність в ньому виявлено в карбонатно-хемогенних породах.

Нижньокрейдовий комплекс характеризується регіональною нафтогазоносністю і є од­ним з основних об'єктів для пошуків покладів. Верхньокрейдово-палеоценовий комплекс складений переважно вапняками й мергелями з підпорядкованими прошарками глин, пісковиків і алевролітів. Майкопський комплекс також регіонально нафтогазоносний. Він характеризується одноманітним літологічним складом. В розрізі комплексу переважають глини, кількість піщано-алевролітових відкладів рідко перевищує 20 %. Товщина його про­шарків коливається від 10 до 100 м. Неогеновий нафтоносний комплекс складений різноманітними теригенними і карбонатними породами (глини, пісковики, піски, конгло­мерати, мергелі і вапняки). Продуктивні горизонти в ньому приурочені до пісковиків і вап­няків середнього та верхнього міоцену.

Родовища пов'язані з антиклінальними складками, серед яких виділяються два основ­них типи: нормальні брахіантиклінальні та брахіантиклінальні, ускладнені грязьовим діапіризмом (діапірові та криптодіапірові складки). Останні поширені в основному на Кер­ченському півострові. Довжина складок в середньому досягає 5 — 10, окремих - до 40 км. Амплітуда змінюється від 50 до 600 — 800 м.

На даному етапі геологічної вивченості півдня України до найперспективніших на наф­ту і газ відносяться крейдові (особливо нижньокрейдові), дат-палеоценові і майкопські відклади. Заслуговують уваги і докрейдові комплекси: рифей-палеозойський (в Західному Причорномор'ї) і тріас-юрський (в окремих районах провінції).

Список літератури

1. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатных месторождений.- М.: Недра, 1986. - 288 с.

2. Вышемирский B.C. Стабильные изотопы в геохимии горючих ископаемых. - Ново­сибирск, 1988.-80с.

3. Геология и геохимия нефти и газа / Под ред. А.А.Бакирова, З.А.Табасаранского.-М.: Недра, 1982.-288с.: ил.

4. Геология и геохимия природных горючих газов. Справочник / Под ред. И.В.Высоц­кого.- М.: Недра, 1990. - 315с.

5. Доленко Г.Н. Происхождение нефти и газа и нефтегазонакопление в земной коре.-К.: Наук.думка, 1986. -136 с.

6. Краюшкин В.А. Абиогенно-мантийный генезис нефти. - К.: Наук.думка, 1984. - 176 с.

7. Нефтегазоносные провинции Украины / Г.Н.Доленко, Л.Т.Бойчевская, М.Н.Бой-чук и др.- К.: Наук.думка, 1985. - 172с.

8. Основы геологии горючих ископаемых / Под ред. И.В.Высоцкого - М.: Недра, 1987. - 397 с.

9. Словарь по геологии нефти и газа. - М.; Л.: Недра, 1988. -679с.

10. Справочник по геологии нефти и газа / Под ред. Н.А.Еременко - М.: Недра, 1984. -480с.

11. Тектоническая карта Украинской ССР и Молдавской ССР. М 1:50QjOOO. - К., 1988.

12. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти / Пёр. с англ. - М.: Мир, 1981.-501 с.

13. Хант Дж. Геохимия и геология нефти / Пер. с англ. - М.: Мир, 1982. - 704 с.

14. Чекалюк Э.Б. Термодинамические основы теории минерального происхождения нефти. -К.: Наук, думка, 1971. -256с.

Глава 2

Поиск по сайту: