Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи

Відображена історія геологічних досліджень і пошуків нафти і газу в морських окраїнах Східноєвропейської платформи — Азово-Чорноморській і Баренцовоморській. Описана будова родовищ вуглеводнів. Відтворено головні етапи геотектонічного розвитку та з’ясовані геодинамічні умови формування нафтогазоносн...

Full description

Saved in:

Bibliographic Details
Published in:	Геологія і корисні копалини Cвітового океану
Date:	2019
Main Authors:	Павлюк, М.І., Яковенко, М.Б.
Format:	Article
Language:	Ukrainian
Published:	Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України 2019
Subjects:	Геологія регіонів
Online Access:	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/168235
Tags:	Add Tag No Tags, Be the first to tag this record!
Journal Title:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Cite this:	Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи / М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко // Геологія і корисні копалини Cвітового океану. — 2019. — Т. 15, № 1 (55). — С. 32-46. — Бібліогр.: 5 назв. — укр.

Institution

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-168235
record_format	dspace
spelling	Павлюк, М.І. Яковенко, М.Б. 2020-04-27T15:54:51Z 2020-04-27T15:54:51Z 2019 Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи / М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко // Геологія і корисні копалини Cвітового океану. — 2019. — Т. 15, № 1 (55). — С. 32-46. — Бібліогр.: 5 назв. — укр. 1999-7566 DOI: https://doi.org/10.15407/gpimo2019.01.032 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/168235 Відображена історія геологічних досліджень і пошуків нафти і газу в морських окраїнах Східноєвропейської платформи — Азово-Чорноморській і Баренцовоморській. Описана будова родовищ вуглеводнів. Відтворено головні етапи геотектонічного розвитку та з’ясовані геодинамічні умови формування нафтогазоносних провінцій окраїн платформи, що дозволяє деталізувати перспективи і націлити пошуково-розвідувальні роботи на основі поглибленого аналізу новітніх та переінтерпретації раніше отриманих геологічних матеріалів, а також оцінити їхній вуглеводневий потенціал. Отражена история геологических исследований и поисков нефти и газа в морских окраинах Восточно-Европейской платформы — Азово-Черноморской и Баренцовоморской. Описано строение месторождений углеводородов. Воспроизведены главные этапы геотектонического развития и выяснены геодинамические условия формирования нефтегазоносных провинций окраин платформы, что позволяет детализировать перспективы и нацелить поисково-разведочные работы на основе углубленного анализа новейших и переинтерпретации ранее полученных геологических материалов, а также оценить их углеводородный потенциал. The history of geological exploration and search of oil and gas in the sea areas of the Eastern European platform — the Sea of Azov the Black Sea and Barents Sea is illustrated. The structure of hydrocarbon deposits is described. The main stages of geotectonic development and the geodynamic conditions of formation of oil- and gas-bearing provinces of the sea areas of the platform were elaborated, which allows to detail prospects and target search and reconnaissance work based on indepth analysis of the latest and reinterpretation of previously obtained geological materials, and evaluate their hydrocarbon potential. uk Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України Геологія і корисні копалини Cвітового океану Геологія регіонів Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи Нефтегазоносность морских окраин Восточно-Европейской платформы Oil and gas bearing potential sea areas of the East European platform Article published earlier
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
title	Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи
spellingShingle	Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи Павлюк, М.І. Яковенко, М.Б. Геологія регіонів
title_short	Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи
title_full	Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи
title_fullStr	Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи
title_full_unstemmed	Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи
title_sort	нафтогазоносність морських окраїн східноєвропейської платформи
author	Павлюк, М.І. Яковенко, М.Б.
author_facet	Павлюк, М.І. Яковенко, М.Б.
topic	Геологія регіонів
topic_facet	Геологія регіонів
publishDate	2019
language	Ukrainian
container_title	Геологія і корисні копалини Cвітового океану
publisher	Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України
format	Article
title_alt	Нефтегазоносность морских окраин Восточно-Европейской платформы Oil and gas bearing potential sea areas of the East European platform
description	Відображена історія геологічних досліджень і пошуків нафти і газу в морських окраїнах Східноєвропейської платформи — Азово-Чорноморській і Баренцовоморській. Описана будова родовищ вуглеводнів. Відтворено головні етапи геотектонічного розвитку та з’ясовані геодинамічні умови формування нафтогазоносних провінцій окраїн платформи, що дозволяє деталізувати перспективи і націлити пошуково-розвідувальні роботи на основі поглибленого аналізу новітніх та переінтерпретації раніше отриманих геологічних матеріалів, а також оцінити їхній вуглеводневий потенціал. Отражена история геологических исследований и поисков нефти и газа в морских окраинах Восточно-Европейской платформы — Азово-Черноморской и Баренцовоморской. Описано строение месторождений углеводородов. Воспроизведены главные этапы геотектонического развития и выяснены геодинамические условия формирования нефтегазоносных провинций окраин платформы, что позволяет детализировать перспективы и нацелить поисково-разведочные работы на основе углубленного анализа новейших и переинтерпретации ранее полученных геологических материалов, а также оценить их углеводородный потенциал. The history of geological exploration and search of oil and gas in the sea areas of the Eastern European platform — the Sea of Azov the Black Sea and Barents Sea is illustrated. The structure of hydrocarbon deposits is described. The main stages of geotectonic development and the geodynamic conditions of formation of oil- and gas-bearing provinces of the sea areas of the platform were elaborated, which allows to detail prospects and target search and reconnaissance work based on indepth analysis of the latest and reinterpretation of previously obtained geological materials, and evaluate their hydrocarbon potential.
issn	1999-7566
url	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/168235
citation_txt	Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи / М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко // Геологія і корисні копалини Cвітового океану. — 2019. — Т. 15, № 1 (55). — С. 32-46. — Бібліогр.: 5 назв. — укр.
work_keys_str_mv	AT pavlûkmí naftogazonosnístʹmorsʹkihokraínshídnoêvropeisʹkoíplatformi AT âkovenkomb naftogazonosnístʹmorsʹkihokraínshídnoêvropeisʹkoíplatformi AT pavlûkmí neftegazonosnostʹmorskihokrainvostočnoevropeiskoiplatformy AT âkovenkomb neftegazonosnostʹmorskihokrainvostočnoevropeiskoiplatformy AT pavlûkmí oilandgasbearingpotentialseaareasoftheeasteuropeanplatform AT âkovenkomb oilandgasbearingpotentialseaareasoftheeasteuropeanplatform
first_indexed	2025-11-26T23:52:03Z
last_indexed	2025-11-26T23:52:03Z
_version_	1850784015135539200
fulltext	32 ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 doi: https://doi.org/10.15407/gpimo2019.01.032 М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, м. Львів НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ МОРСЬКИХ ОКРАЇН СХІДНОЄВРОПЕЙСЬКОЇ ПЛАТФОРМИ Відображена історія геологічних досліджень і пошуків нафти і газу в морських окраїнах Східноєвропейської платформи — Азово�Чорноморській і Баренцово� морській. Описана будова родовищ вуглеводнів. Відтворено головні етапи гео� тектонічного розвитку та з’ясовані геодинамічні умови формування нафтогазо� носних провінцій окраїн платформи, що дозволяє деталізувати перспективи і націлити пошуково�розвідувальні роботи на основі поглибленого аналізу новітніх та переінтерпретації раніше отриманих геологічних матеріалів, а також оцінити їхній вуглеводневий потенціал. Ключові слова: акваторіальні окраїни Східноєвропейської платформи, Азово� Чорноморський шельф, Баренцовоморський шельф, родовища вуглеводнів, наф� тогазоносність, геодинамічний розвиток. Однією з пріоритетних, як фундаментальних так і прикладних проблем сучасної нафтогазової геології є встановлення критеріїв та оцінки перспектив нафтогазоносності, підвищення ефектив� ності пошуків природних вуглеводнів в тому числі в акваторіях. На процеси і явища, що об’єднані терміном «нафтогазоносність» визначальний і вирішальний вплив має геотектоніка, зокрема ге� одинамічний розвиток та геодинамічний режим регіону. Форму� вання нафтогазоносних провінцій і областей та нафтогазоперс� пективних об’єктів підпорядковані тектонічному розвитку регіонів на протязі всієї геологічної історії. Зміна геодинамічного режиму на всіх рівнях — від глобального до регіонального викли� кає зміну характеру нафтогазоперспективних об’єктів, їхньої ге� нетичної суті, просторових параметрів та інших характеристик. Особливості геодинамічного розвитку регіонів, у свою чергу, виз� начають напрямок та методику нафтопошукових робіт. Геологією та нафтогазоносністю Азово�Чорноморського регіону Інститут геології і геохімії горючих копалин Національної академії наук України займається з 1966 р. Відтоді опубліковано понад 200 наукових статей і 14 монографій, присвячених геології © М.І. ПАВЛЮК, М.Б. ЯКОВЕНКО, 2019 Геологія регіонів 33ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи та нафтогазоносності цього перспективного регіону, де виявлено цілу низку ро� довищ вуглеводнів як на суходолі, так і в акваторіях. Баренцовоморський шельф, порівняно з Азово�Чорноморським, вивчений гірше. Лише в останні роки, завдяки активним пошукам і розвідці вуглеводнів у Баренцовоморській акваторії його дослідження значно прискорилося. Результатом проведених робіт стало відкриття великих газових родовищ. У цьому є і суттєвий внесок Інституту геології і геохімії горючих копалин НАН Ук� раїни, що стало можливим завдяки майже десятирічній співпраці спеціальної ге� олого�геофізичної експедиції Інституту з виробничими об’єднаннями «Аркти� морнефтегазразведка», «Союзморгео», «Севморгеофизика», Мурманською арк� тичною геологічною експедицією (м. Мурманськ), які проводили морські гео� логічні, геофізичні та бурові роботи в Баренцовому морі. Геодинамічну історію формування Баренцовоморського та Азово�Чорно� морського шельфів, а також їхню глибинну будову та еволюцію детально розгля� нуто у монографії Мирослава Павлюка «Геодинамічна еволюція та нафтогазо� носність Азово�Чорноморського і Баренцовоморського периконтинентальних шельфів» (2014) [1]. Азово�Чорноморський і Баренцовоморський шельфи Східноєвропейської платформи близькі та подібні не тільки за географічним розташуванням (пер� ший на півдні, другий на півночі платформи) та геотектонічною позицією аква� торій, а й за багатьма геологічними показниками та параметрами і спільністю їхнього характеру. Зокрема, виявлено численні аналогії, серед яких — триярусна будова земної кори — «базальтовий», «гранітний» та осадовий шар, потужності та співвідношення яких змінюються в значних інтервалах; наявність зони стон� шення кори і безгранітні ділянки (так звані «базальтові вікна») та зон розтягу і деструкції, з якими пов’язані смуги гравітаційних мінімумів і для яких харак� терні підвищені значення магнітного поля та наявність коро�мантійної суміші, що характерно власне структурам рифтового типу. Проте обидві акваторії, крім деяких відмінних рис глибинної будови (диференціація складу фундаменту, на� явність складчастих комплексів різного віку консолідації, та ін.), кардинально розрізняються за геодинамікою, геодинамічними умовами, еволюцією та режи� мом і, як наслідок, за розмірами структур, нафтогазоносністю та запасами вугле� воднів [2—4]. Серед тектонічних зусиль в мезозойсько�кайнозойській історії Баренцово� морського шельфу переважав розтяг, генетично і синхронно пов’язаний з розк� риттям Атлантики та Північного Льодовитого океану. Цей процес викликав роз� галужену мережу окраїнно�континентального рифтогенезу. Обширний Барен� цовоморський шельфовий басейн у цей час, принаймні з мезозою, був пасивною континентальною окраїною. Його основу становили фундаменти давніх плат� форм та знівельовані складчасті пояси, які їх розділяли. Переважання розтягу на Баренцовоморському шельфі упродовж мезозойсь� ко�кайнозойського часу зумовило розвиток рифтогенних структур (перм�тріас) та успадкованих ними синекліз (юра�неоген). Структурні форми, що акумулювали природні вуглеводні в Баренцово� морському регіоні — це величезні пологі, куполоподібні, майже ізометричні ан� тикліналі, мінімально зачеплені диз’юктивними порушеннями, що містять значні і навіть гігантські поклади газу. 34 ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко Історія пошуків і розвідки вуглеводнів в Азово#Чорноморському регіоні Надра Причорномор’я здавна відомі як вмістища природних вуглеводнів. Про це свідчать, зокрема, амфори з нафтою в могильниках періоду Боспорського царства (4—2 тис. років до н. е.), знайдені на Керченському п�ові в Криму. Однак систематичне вивчення геологічної будови та нафтогазоносності Причорномор’я розпочалося лише з другої половини ХІХ ст. Розвідувальне буріння на Керченському п�ові розпочато 1864 р. з неглибо� ких свердловин поблизу природних витоків нафти. Бурові роботи, які проводи� ли іноземні фірми (Ракі, Блюменталь, Нобель, Ліст та ін.), значних результатів не дали, однак на окремих площах уже тоді виникли невеликі нафтопромисли. Лише зі створенням наприкінці 1944 р. тресту «Кримнафтогазрозвідка» пов’язується важливий етап вивчення і освоєння надр регіону: нарощуються об� сяги геологопошукових робіт з поступовим охопленням нових районів, розши� рюється стратиграфічний діапазон досліджуваних відкладів. Велику роль у наф� тогазопошукових роботах відіграли сейсмічні дослідження, які стали обов’язко� вими при постановці пошукового буріння на нафту і газ. Перший фонтан газу на території Рівнинного Криму одержано на Задор� ненській площі з відкладів палеоцену лише 1960 р. Відкриття в шістдесятих роках низки родовищ вуглеводнів у Рівнинному Криму підводило геологів до думки про пошуки нафти і газу в прилеглих шель� фах Чорного та Азовського морів. Геологічні прогнози, які базувалися на аналізі структурно�тектонічних та літолого�фаціальних умов нафтогазонакопичення в Рівнинному Криму та Присивашші (О.Т. Богаєць, Г.Г. Бондарчук, Б.І. Денега, Г.Н. Доленко, С.М. Захарчук, М.І. Павлюк, Р.В. Палінський, О.І. Париляк, Л.Г. Плахотний, Б.М. Полухтович, А.І. Самсонов та ін.), дозволили оптимістич� но оцінювати ці акваторії. Єдиною перешкодою було погане технічне забезпе� чення та технологічна недосконалість бурових робіт. На початок сімдесятих років на північно�західному шельфі Чорного моря сейсмічними дослідженнями вже було підготовлено низку структур під глибоке буріння і 1975 р. на піднятті Голицина зі св. 7 отримано перший в Україні фон� тан газу на Чорноморському шельфі. Почався новий етап нафтопошукових робіт, де важливу роль відігравали дослідження в акваторіях. 1976 р. одержано приплив газу зі св. Північнокерченська�1 в Азовському морі. З 1970 по 1980 р. у північно�західній частині шельфу Чорного моря ге� офізичними методами виявлено близько 40, а на шельфі Азовського моря — 20 перспективних структур. Акваторії залишаються найважливішим і найперспективнішим об’єктом Причорномор’я щодо пошуків нафти і газу, де, згідно з експертними науковими оцінками Української нафтогазової академії (УНГА), лише на шельфі і конти� нентальному схилі українського сектора зосереджено приблизно 2,4 млрд тонн умовного палива, що становить близько 44 % усіх залишкових нерозвіданих ре� сурсів України. Станом на сьогодні на шельфі Чорного моря виявлено 5 газових, 2 газокон� денсатних родовища, а на шельфі Азовського моря — 5 газових родовищ (з них 35ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи 3 — в акваторіальних водах України): Голицинське газоконденсатне, Південно� Голицинське газове, Шмідтівське газове, Штормове газоконденсатне та газові родовища — Кримське, Одеське, Архангельське, Стрілкове, Північно�Кер� ченське та Морське. Голицинське газоконденсатне родовище — відкрите в 1975 р., розташоване в акваторії Чорного моря на шельфі приблизно 70 км на північний захід від с. Чор� номорське в Каркінітсько�Північно�Кримському прогині. Глибина моря в районі родовища становить 30—40 м. Уперше підняття було виявлено при сейсмічних дослідженнях МВХ 1964 р. по горизонтах у неогенових та палеогено� вих відкладах. Майже п’ятирічний процес морського буріння (1971—1975 рр.) завершився відкриттям газового покладу у відкладах палеоцену, а пізніше і в ео� цені. Розкрито геологічний розріз від неогену до верхнього протерозою. Промис� лові припливи газу отримано з трьох горизонтів у відкладах середнього майкопу та з одного горизонту в палеоцені�данії. Конденсат міститься в палеоцен�дансь� ких відкладах. По поверхні основного продуктивного горизонту в палеоцені�данії складка являє собою асиметричну брахіантикліналь розмірами 28 H 2,5 км з двома склепіннями. Амплітуда складки близько 250 м. Асиметричність структури зу� мовлена більш крутим північним крилом, ускладненим розривом. Сумарні запаси газу в олігоценових покладах відповідно 1 млрд 147 млн м3 та 3 млрд 929 млн м3. Геологічні запаси газоконденсату в палеоцен�еоценових відкладах за категоріями А + В + С1 — 168 тис. т, а за категорією С2 — 224 тис. т. Південноголицинське газове родовище розташоване в акваторії Чорного моря в Каркінітсько�Північно�Кримському прогині на південний схід від Голицинсь� кого і відмежовується від нього невеликим прогином. Антиклінальне підняття тут уперше виявлено морськими сейсмічними дослідженнями 1979 р. За даними буріння 1981 р. виявлено газовий поклад у середньому майкопі. Структура являє собою брахіантиклінальну складку, більш ніж удвічі коротшу від Голицинської. Їхні розміри за ізогіпсою 655 становлять 12 H 2,5 км. Колектором слугують піскови� ки. Початкові запаси газу за категоріями А + В + С1 становили 1 млрд 850 млн м3, за категорією С2 — 1 млрд 610 млн м3. Шмідтівське газове родовище розташоване на відстані близько 35 км на північний захід від с. Чорноморське в Каркінітсько�Північно�Кримському про� гині. Глибина моря над родовищем становить нині 30—35 м. Це брахіантиклі� наль, яка по відбивальному горизонту ІІІа має розміри 13 H 6 км та амплітуду близько 100 м. Початкові запаси газу в олігоценових відкладах складали за категоріями А + В + С1 — 2 млрд 729 млн м3. Геологічні запаси газу і конденсату в палеоце� нових та верхньокрейдових відкладах підраховано лише за категорією С2. Вони становлять: газу в палеоцені�еоцені — 3 млрд 774 млн м3 та у верхній крейді — 6 млрд 810 млн м3; газоконденсату відповідно — 158 тис. т та 286 тис. т. Штормове газоконденсатне родовище теж розташоване в північно�західній частині шельфу Чорного моря в Каркінітсько�Північно�Кримському прогині 82 км на південний захід від с. Чорноморське. Структурний план підняття по покрівлі палеоцену — це брахіантикліналь, витягнута в широтному напрямку. Її розміри 12 H 3 км, амплітуда 175 м. Характерно, що західні і східні периклінальні частини складки пологіші, ніж північні та південні. Три пробурені свердловини розкрили відклади неогену, палеогену та данського ярусу пізньої крейди. Почат� 36 ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко Р ис . 1. Р о зп о д іл в у гл е в о д н ів в А зо в о �Ч о р н о м о р с ь к о м у р е гі о н і. Р о д о ви щ а : 1 — н а ф т о в і, 2 — г а зо в і, 3 — г а зо к о н д е н с а т н і; п р о я ви : 4 — н а ф т и , 5 — г а зу , 6 — г а зо к о н д е н с а т у ; к о ле к т о р и : 7 — т е р и ге н н і, 8 к а р б о н а т н і; 9 — в ід с у т н іс т ь в ід к л а д ів 37ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи кові запаси газу за категоріями А + В + С1 становили 16 млрд 565 млн м3, а за категорією С2 — 4 млрд 465 млн м3. Підраховані геологічні запаси газоконденса� ту — відповідно 2 млн 139 тис. т та 286 тис. т. Кримське газове родовище розташоване в північно�західній частині шельфу Чорного моря 70 км в Каркінітсько�Північно�Кримському прогині на півден� ний захід від с. Чорноморське. Підняття виявлено 1964 р. морською сейсмо� розвідкою МВХ. Бурінням встановлено, що це брахіантикліналь субширотно� го простягання. По продуктивних відкладах середнього майкопу складка має розміри 11,5 H 4,5 км і амплітуду 60 м. Колекторами слугують пісковики з по� ристістю 27 %. Початкові запаси газу за категоріями А + В + С1 становлять 650 млн м3, а за категорією С2 — 4 млрд 600 млн м3. Одеське газове родовище розташоване в західній частині північно�західного шельфу Чорного моря на меридіані м. Одеса на віддалі 130 км від міста. У тек� тонічному відношенні воно лежить у західній центрикліналі Каркінітсько� Північнокримського прогину. Підняття виявлене сейсмічними роботами 1986 р. у палеоцен�еоценових відкладах, а 1987 р. підтверджене морським бурінням. По покрівлі еоценового продуктивного горизонту «Е�1» складка являє собою брахіантикліналь північно�східного простягання. Її розміри за ізогіпсою 800 м — 11H8 км, амплітуда приблизно 200 м. Складка асиметрична. Її північно�західне крило більш круте, ускладнене розривним порушенням типу лістричного. Пок� лади пластові склепінні, тектонічно екрановані. Початкові запаси газу в палео� цен�еоценових відкладах, пораховані за категоріями А + В + С1, становили 11 199 млн м3, а за категорією С2 — 890 млн м3. Архангельське газове родовище розташоване в північно�західній частині Чор� ного моря на південь від Південноголицинської структури і приурочене до брахіантиклінальної субширотної складки. По палеоценових відкладах її розміри становлять 15 H 7 км, амплітуда — близько 200 м. Глибини залягання па� леоцену 3000—3200 м. За нашим обґрунтуванням зроблено припущення, що структурна пастка може вміщувати газовий поклад із запасами 10—30 млрд м3. У майкопських відкладах прогнозувався аналогічний поклад. Ще в 1985 р. реко� мендували розбурити цю структуру і довели, що при промисловій газоносності лише цих двох комплексів можна сподіватися на відкриття не тільки середнього за запасами, а навіть великого родовища. Прогноз підтверджено бурінням 1987 р. Виявлено газові поклади в неогенових і палеогенових відкладах. Підраховані запаси газу в колекторах міоцену (горизонт 1) за категорією А—С1 становлять 174 млн м3. Початкові запаси газу в еоценовому резервуарі за категорією А—С1 — 5 млрд 104 млн м3, за категорією С2 — 3 млрд 921 млн м3, а в палеоценовому пок� ладі прогнозні запаси за категорією С2 — 9 млрд 879 млн м3. Початкові запаси газу становлять у відкладах міоцену — 174 млн м3 (кате� горії А + В + С1) і у відкладах олігоцену становлять 5 млрд 104 млн м3 (категорії А + В + С1) та 3 млрд 921 млн м3 (категорія С2); у відкладах палеоцену — 9 млрд 879 млн м3 (категорія С2). Стрілкове газове родовище розташоване на Арабатській стрілці в Криму поб� лизу с. Стрілкове. Східна частина структури і родовища продовжуються в аква� торію Азовського моря. Структурне підняття виявлено сейсмічними роботами 1953 р. у майкопських відкладах. Складка являє собою брахіантикліналь субширотного простягання 38 ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко розміром 9 H 13 км та амплітудою до 30 м. Родовище відкрито 1964 р. унаслідок буріння першої свердловини, що призвело до газового викиду. Промислова газоносність встановлена в піщано�алевритових горизонтах майкопу. Колекторами слугують алевроліти і пісковики, що чергуються з гли� нистими породами. Запаси вільного газу за категоріями А + В + С1 становлять 3 млрд 085 млн м3, за категорією С2 — 996 млн м3. Північнокерченське газове родовище розташоване в акваторії Азовського моря в Індоло�Кубанському прогині. Геофізичними сейсмічними дослідженнями складка виявлена в неогенових та палеогенових відкладах. Це брахіантикліналь субширотного простягання розмірами 5 H 7 км з амплітудою близько 300 м та ку� тами падіння 6—9°. Унаслідок буріння св. 1 глибиною 2480 м розкрито геологічний розріз: чет� вертинно�пліоценові відклади (560 м), середньоміоценові (745 м) та майкопські (1175 м). Розкрито чотири газоносні горизонти. Підраховані запаси газу за категорією С1 становлять 1 млрд 340 млн м3, за категорією С2 — 3 млрд 833 млн м3. Морське газове родовище у геотектонічному плані знаходиться в північній час� тині Азовського валу, яка прилягає до Головного Азовського насуву. Родовище при� урочене до видовженої субширотної брахі� антиклінальної складки. Розміри по ізогіпсі 1000 м покрівлі відкладів верхньої крейди 16 H 3 км, амплітуда 150—200 м. На Морському родовищі бурінням розкрито розріз неогену, майкопу, еоце� ну, верхньої та нижньої крейди, тріасу�юри. Колекторами газу є пісковики верхнього майкопу. Початкові запаси вільного газу за категоріями А + В + С1 дорівнюють 550 млн м3, за категорією С2 — 3 млрд 150 млн м3. Субботінське нафтове родовище розташоване у межах прикерченського Чор� номорського шельфу, на віддалі 25 км на південь від берега. Воно приурочене до однойменної антикліналі північно�східного простягання, розташованої в Кер� ченсько�Таманському прогині. Довжина складки 12 км, ширина 5 км, амплітуда близько 700 м. На крилах складка порушена скидо�насувами. Початкова геологічна модель передбачала єдиний масивно�пластовий пок� лад у непорушеному склепінні антикліналі. Проте за результатами буріння нас� тупних свердловин виявилося, що така модель непереконлива і роботами нашо� го Інституту запропонована блоково�насувна модель Субботінської структури. На кінець 2014 р. на родовищі пробурені ще три пошукові свердловини. Нафтові поклади встановлені св. 403, 1, 2 у горизонтах М�1—М�4, приурочених до відкладів нижнього майкопу. За результатами випробування свердловин от� римані дебіти нафти від 5 до 85 м3/добу, інколи з невеликою кількістю газу — до 71 тис. м3/добу. Породи�колектори нижнього майкопу складені проверстками дрібно�зернистих пісковиків та алевролітів. Загальні геологічні запаси родовища — 33 млрд 334 млн т. У геотектонічному відношенні відкриті родовища АЧР знаходяться в різних структурно�тектонічних елементах (рис. 1): Індоло�Кубанському прогині (Суб� ботінське, Північнокерченське), Азовському валі (Морське), західній пе� рикліналі Азовського валу (Стрілкове) та Каркінітсько�Північнокримському прогині (Голицинське, Південноголицинське, Шмідтівське, Штормове, Кримсь� ке, Одеське, Архангельське). Вони входять до окремих нафтогазоносних районів. 39ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи Історія пошуків і розвідки вуглеводнів в Баренцовоморському регіоні Характеристики родовищ та аналіз їх нафтогазоносності подано за даними сейсморозвідки, матеріалами буріння і випробування свердловин, ге� охімічними аналізами вод і вуглеводнів та іншими відомостями, одержаними співпрацею та спільними дослідженнями співробітників ІГГГК НАН України у Львові (з 1965 р.) та установ Мурманська (МАГЕ, ВО «Північморгеофізика», ВО «Союзморгеологія», ВО «Арктикморнафтогазрозвідка» — АМНГР) і Москви (Державна академія нафти і газу) [5]. В результаті в Баренцовому морі вперше виявлено цілий ряд крупних за запасами родовищ газу і газоконденсату — Мурманське, Північнокільдинське, Арктичне, Штокманівське, Лудловське, Льодове та ін. Мурманське газове родовище — перше родовище газу, відкрите в 1983 р. ВО «Арктикморнафтогазрозвідкою» у межах Арктичного шельфу в південно� західній частині Баренцового моря в районі з глибинами моря 68—123 м, розта� шоване за 220 км на північ від Кольського п�ова і 150 км на північний захід від п�ова Канін. Мурманська антиклінальна складка виявлена сейсморозвідкою МВХ 1976 р. і підтверджена бурінням у пермських, тріасових, юрських і крейдо� вих відкладах. Бурінням розкрито відклади від сучасних до верхньо�пермських. Розчленування розрізів свердловин здійснено за даними ГДС, результатами виз� начення мікрофауністичних і спорово�пилкових комплексів. Продуктивні верхньопермсько�тріасові породи представлені теригенними піщано�глинисти� ми утвореннями. Структура підняття являє собою брахіантикліналь майже ізометричної фор� ми. Розміри структури по замкнутій ізогіпсі 2100 м становлять 19 H 12 км, ампліту� да — 110 м. Складка порушена серією скидів амплітудою 20—50 м, що зумовлює блоковий характер. За даними морського буріння, продуктивна товща в териген� них відкладах пермсько�тріасового віку має загальну потужність близько 2000 м. У ній виокремлено 16 продуктивних горизонтів, завтовшки від 10 до 100 м, предс� тавлених низькопроникними пісковиками і алевролітами з пористістю 3—18 %. За даними ВО «АМНГР», запаси газу Мурманського родовища за категорією С1 становлять 94 млрд м3 і за категорією С2 — 144 (сумарні — 238 млрд м3). Штокманівське газоконденсатне родовище — одне з найбільших родовищ у світі, відкрите в 1988 р., розташоване в Баренцовому морі за 650 км на північний схід від м. Мурманська і 300 км на захід від архіпелагу Нова Земля. Глибина дна в районі родовища змінюється від 280 до 380 м. Структура виявлена сейсмічни� ми дослідженнями МВХ СГТ у 1981 р. Морським бурінням, розпочатим 1988 р., розкрито відклади від верхньотріасових до четвертинних. Продуктивна частина розрізу (верхня і середня юра) складена теригенною піщано�алевролітовою тов� щею. Потужність верхньоюрських відкладів 145—155 м, середньоюрських — 445—455 м. Колекторами є світло�сірі, дрібно�середньозернисті кварцові і поліміктові пісковики. Штокманівська структура приурочена до північно�західного борту Півден� нобаренцовської западини. Вона має куполоподібну форму і простежується у відкладах тріасу�нижньої крейди. Розміри підняття становлять 45—36 км, амплітуда — 310 м. За даними буріння та результатами випробування свердло� 40 ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко вин, у розрізі виокремлено чотири продуктивні пласти пісковиків: ефективні по� тужності пластів відповідно становлять: Ю0 ~74—68 м, Ю1 ~83—49 м, Ю2 ~12—60 м, Ю3 ~10—33 м. Продуктивні пласти ізольовані екранами, складеними аргілітами. Газові поклади класифікуються як пластові, склепінні. Початкові балансові запаси газу Штокманівського родовища, за підрахунками ВО «Арктикморнафтогазрозвідка», становлять: за категорією C1 — 1 трлн 701 млрд 999 млн м3, за категорією C2 — 1 трлн 379 млрд 401 млн м3 (усього 3 трлн 81 млрд 400 млн м3). Запаси конденсату за категорією C1 досягають 13,391 млн т; за кате� горією C2 — 13,642 млн т (загалом — 27 млрд 033 млн т). За запасами Штокманівсь� ке родовище перевищує тип гігантських і належить до категорії унікальних. Лудловське газове родовище — відкрите в 1990 р., розташоване в центральній частині Баренцового моря за 755 км від м. Мурманськ і 200 км на північ від Шток� манівського газоконденсатного родовища. Глибина моря в районі родовища ста� новить 220—240 м. Температура води взимку не нижча ніж +0,3 �C. Можливе проходження айсбергів. Антиклінальна складка виявлена в 1982 р. сейсмічними дослідженнями МВХ СГТ. Закладена 1988 р. ВО «АМНГР» морська свердловина № 1 завершена 1990 р. на глибині 4 058 м. Вона розкрила геологічний розріз від неоген�четвертинних відкладів до середньотріасових і виявилася на північно� західному крилі антикліналі за газовим контуром. Свердловина № 2 розкрила промислову газоносність верхньоюрських (кимеридж�оксфордських) відкладів. Лудловська структура в тектонічному відношенні розташована в межах од� нойменної сідловини, яка розділяє Південно� і Північнобаренцовську западини. Це куполоподібна складка, витягнута в північно�західному напрямку. Розривни� ми порушеннями такого самого простягання антикліналь розділена на три бло� ки. Склепінна частина підняття ускладнена серією малоамплітудних диз’юнк� тивних порушень. Розміри центрального підняття по замкнутій ізогіпсі 1650 м (у верхньоюр� ських відкладах) становлять 57 H 25 км, амплітуда 275 м; по ізогіпсі 3300 м (верхньотріасові відклади) — 47 H 24 км, амплітуда 150 м; по сейсмічному гори� зонту І (Р2—Т1) по ізогіпсі 7800 м — відповідно 22 H 16 км і 200 м. Продуктивними на родовищі є теригенні відклади кимериджу�оксфорду — аналоги пласта Ю0 Штокманівського родовища. У св. № 2 вони залягають на глибині 1 380—1415 м. З продуктивного гори� зонту (інтервали перфорації 1425—1435 і 1385—1419 м) отримано притоки газу відповідно 160 і 480 тис. м3/добу на штуцері діаметром 15,08 мм. Газ переважно метановий (87,02—96,77 %), низькоазотний (азоту 0,9—2,17 %), низьковуглекис� лий (вуглекислого газу 0,01—0,1 %), низькогелієвий (гелію 0,017—0,023 % мол.), безсірчистий. Відносна питома вага газу по повітрі змінюється від 0,575 до 0,795; щільність за температури 20 �С — 0,692—0,959 кг/м3. Продуктивний горизонт на Лудловському родовищі приурочений до водо� носного комплексу юрських відкладів, який належить до зони утрудненого водо� обміну. Це свідчить про добру збереженість покладу. Мінералізація пластових вод, визначена за ГДС, у тріасовому комплексі становить 25 г/л, у юрському — 35 г/л. Прирозломне родовище — перше родовище нафти на арктичному шельфі Ти� мано�Печорської нафтогазової провінції, відкрите в 1989 р., розташоване в південно�східній частині Печорського моря (Баренцовоморський шельф) в 70 км на північ від відомого на суходолі Тімано�Печорської провінції Варандейського 41ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи родовища нафти і за 275 км на схід від Піщаноозерського нафтогазоконденсат� ного родовища на о�ві Колгуєв. Глибини моря незначні — близько 15,0 м. Антиклінальне підняття підготовлене для глибокого пошукового буріння сейсмічними роботами МВХ СГТ. Пробурена в 1990 р. з кригостійкої бурової платформи свердловина розкрила геологічний розріз від неоген�четвертинних до нижньокам’яновугільних. У тектонічному відношенні структура знаходиться в акваторіальній частині Печорської синеклізи. Вона розташована на продов� женні валу Сорокіна, до якого приурочена низка родовищ нафти на суходолі ТПП: Сед’ягінське, Лабаганське, Наульське, Таравейське і Варандейське. При� розломна складка витягнута на північний захід і являє собою видовжену ан� тикліналь з розмірами по ізогіпсі 2500 м 16,5 H 4,5 км з амплітудою 175 м. Продуктивними на родовищі є карбонатні утворення середнього�пізнього карбону — ранньої пермі. У св. № 1 вони залягають на глибинах 2282—2580 м. Тут виявлено два продуктивні горизонти: Р1ас на глибині 2368—2 410,4 м і Р1ас� С3 на глибині 2 431,2—2486,0 м. Початкові запаси становлять: за категорією С1 = 26 млрд 417 млн т, за кате� горією С2 = 194 млрд 148 млн т (сумарні — 220 млрд 565 млн т). Таким чином, зіставлення геологічної будови і нафтогазоносності Азово�Чор� номорської і Баренцовоморської морських окраїн Східноєвропейської платформи Рис. 2. Шляхи переміщення континентів Азово�Чорноморського регіону (за Л.А. Савостіним, А.М. Карасиком, Л.П. Зоненшайном, 1984): 1 — положення певних координат континентів протягом 190 млн років; 2 — полюси обертання Африки і Євразії; 3 — шляхи переміщення континентів; 4 — мільйони років 42 ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко показало відміни різницю в глибинах шельфів, масштабах осадконагромадження (20 км і 9 км), будові і розмірах локальних складок, запасах вуглеводнів тощо. З ме� тою пояснення цих відмін здійснено порівняння їх еволюції на основі геоди� намічного аналізу використавши результати плитотектонічних реконструкцій. Щодо Азово�Чорноморської ділянки проведено комплексний аналіз пале� отектонічних побудов щодо розвитку палеоокеану Тетис та його північного об� меження. Відомо, що в альпійську тектонічну епоху відбулось звуження і закриття Ме� зотетису і останні 190 мільйонів років взаємодія Євразійського і Африкано� Аравійського континентів мала характер як показано на рис. 2. Після закриття океану Тетис сформувався могутній Альпійсько�Гімалайський складчастий пояс в складі якого знаходяться і гірські споруди Криму і Кавказу. Чорне і Каспійське моря стали залишковими, реліктовими задуговими ба� сейнами (Паратетис). Таким чином, ці райони безумовно теж зазнавали зусиль стиску, що вплива� ло на складчастість осадового покриву всього Азово�Чорноморського регіону. Геодинамічний режим Азово�Чорноморського регіону в альпійську тек� тонічну епоху зумовив не лише великі переміщення літосферних плит і блоків, але й сприяв різномасштабним горизонтальним зміщенням в осадовому покриві, виникненню тут шар’яжів, розвитку насувів і зсувів, лістричних розривів. У таких умовах, звичайно, уздовж насувів формуються лінійні зони літотектонічних плас� тин та локальних антиклінальних складок, потенційних пасток нафти і газу. Рис. 3. Рифти Баренцового моря (за даними В.І. Мараханова, Е.В. Шипілова, А.Ю. Юнова, 1983): 1 — палео�грабен�рифти; 2 — кайнозойські грабен�рифти; 3 — розломи; грабен�рифти (цифри в колах): 1 — Тромсе, 2 — Нордкапський, 3 — Кольський, 4 — Північно�Східний, 5 — Південний, 6 — Середній, 7 — Франц�Вікторія, 8 — св. Анни, 9 — Гиданський, 10 — Адмірал� тейський, 11 — Колвінський 43ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи Зараз вже отримано більше доказів про їх існування і формування в їхніх фронтальних частинах вузьких лінійних складок порушених розломами, а в ти� лових ділянках округлих, ізометричних не порушених діастрофізмом. Щодо Баренцовоморського шельфу, то переважаючим тектонічним зусил� лям у мезозойсько�кайнозойській історії був розтяг, генетично і синхронно пов’язаний з розкриттям Атлантики та Північного Льодовитого океану. Цей Рис. 4. Синеклізи Баренцового моря (склав М.І. Павлюк за даними М.Л. Верби, С.В. Аль� охіна, Н.М. Іванова, Ю.Я. Лівшица, В.М. Мартиросяна, O. Елдхольма, M. Тальвані). Границі: 1 — шельфу; 2 — структур першого порядку; 3 — структур другого порядку; 4 — структур третього порядку. Цифри в колах: 1 — Скандинавська каледонська складчаста система; 2 — Західнокольська сідловина; 3 — прогин Хаммерфест; 4 — Нордкапський прогин; 5 — піднят� тя Лоппа; 6 — підняття Елдхольма; 7 — Ведмежинський прогин; 8 — Ведмежинсько�Надіїн� ське підняття; 9 — Малигінська сідловина; 10 — Надіїнське підняття; 11 — Східнозюйдкап� ське підняття; 12 — Еджинське підняття; 13 — Західно�шпіцбергенський прогин; 14 — горст Західного узбережжя; 15 — Північношпіцбергенське підняття; 16 — прогин Франца�Вікторії; 17 — окраїнне підняття Землі Франца Йосифа; 18 — Пахтусівська сідловина; 19 — Лудловсь� ка сідловина; 20 — Коротаїхінський прогин 44 процес викликав розгалужену мережу окраїнно�континентального рифтогенезу. Обширний Баренцовоморський шельфовий басейн у цей час, принаймні з мезо� зою, був пасивною континентальною окраїною. Подорожуючи по поверхні Землі на тисячі кілометрів Баренцовоморський регіон суттєво не змінив своєї ні форми, ні розміру. Отже, на обох краях сучасної Східноєвропейської платформи зафіксовані активні горизонтальні рухи, що були вирішальними в становленні геоструктур Баренцовоморського та Азово�Чорноморського шельфів, які її облямовують. Горизонтальні рухи в тектоносфері суттєво вплинули на формування регіональної структури та локальної складчастості в нафтогазоносних провінціях цих акваторій. ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко Рис. 5. Жолоби дна Баренцового моря (склав М.І. Павлюк за даними М.В. Кльонової, В.Д. Дібне� ра і Б.В. Сеніна): 1 — суходіл; 2 — континентальний уступ; 3 — серединноокеанічні рифти; 4 — шельфові жолоби: I — Хокерінг, II — Інгей, III — Ведмежинський, IV — Зюйдкапський, V — Стур, VI — Літке, VII — Орла, VIII — Карла�Вікторії, IX — Короля Карла, X — Франца� Вікторії, XI — св. Анни, XII — Сєдова, XIII — Горбовий, XIV — Альбанова, XV — Західноно� воземельський, XVI — Куль, XVII — Самойлова, XVIII — Нордкапський, XIX — Гусиний, XX — Кусов�Північний; 5 — осі шельфових жолобів 45 Переважання розтягу на Баренцовоморському шельфі упродовж мезозойсь� ко�кайнозойського часу зумовило розвиток рифтогенних структур (перм�тріас) (рис. 3) та успадкованих ними синекліз (юра�неоген) (рис. 4) і сучасних жолобів морського дна (рис. 5). Така альтернативна геодинаміка, у свою чергу, зумовила і появу різних структурних форм, що акумулювали природні вуглеводні. В Азово�Чорноморсь� кому регіоні це малі, видовжені, часто залеглі, ускладнені розривами складки. У Баренцовоморському регіоні — це величезні пологі, куполоподібні, май� же ізометричні антикліналі, мінімально зачеплені диз’юнктивними порушення� ми, що містять значні і навіть гігантські поклади газу. Вказані особливості геоди� намічного розвитку акваторій, у свою чергу, визначають напрямок та методику нафтопошукових робіт у цих регіонах. Таким чином, встановлено, що для Баренцовоморського шельфу характер� ним є рифтовий і депресійний геодинамічні режими нафтогазонагромадження. Це формування величезних пологих, куполоподібних, майже ізометричних ан� тикліналей, мінімально зачеплених діастрофізмом, що містять значні і навіть гігантські поклади газу. Потужний рифтогенез з кількома потрійними вузлами зчленування рифтів зумовив не лише інтенсивне прогрівання літосфери, але й значний вертикальний приплив глибинних вуглеводневих газів, чим і пояс� нюється потужна концентрація запасів гігантських родовищ газу. Для Азово�Чорноморського регіону переважаючим був колізійний режим нафтогазонагромадження, зумовлений зіткненням Євразійської та Африкано� Аравійської літосферних плит, окремих мікроплит, террейнів і зусилля стиску та складчасто�насувні дислокації, які зумовили дрібну, малоамплітудну локальну складчастість, відповідні типи пасток нафти і газу та запаси вуглеводнів. СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ 1. Павлюк М. Геодинамічна еволюція та нафтогазоносність Азово�Чорноморського і Барен� цовоморського периконтинентальних шельфів. Львів: ТзОВ «Проман», 2014. 365 с. 2. Павлюк М. І. Зіставлення еволюції та нафтогазоносності Баренцовоморської і Азово�Чор� номорської акваторій. Геол. и полезн. ископ. Мирового океана. 2012. № 1(27). С. 5—21. 3. Павлюк М. І. Геотектонічна еволюція і нафтогазоносність території та акваторій України. Геол. і геохім. горюч. копалин. 2017. № 1—2 (170—171). С.132—134. 4. Павлюк М., Яковенко М. Пошуки родовищ вуглеводнів в морських окраїнах Східноєвро� пейської платформи. «Морські геолого�геофізичні дослідження фундаментальні та прик� ладні аспекти»: Міжнар. наук. конф. (Україна, Одеса, 8—9 листопада, 2018 р.). Одеса, 2018. С. 20—24. 5. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики. Под ред. В. П. Гаврилова. М.: Наука, 1993. 324 с. Стаття поступила 04.02.2019. М.И. Павлюк, М.Б. Яковенко НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МОРСКИХ ОКРАИН ВОСТОЧНО�ЕВРОПЕЙСКОЙ ПЛАТФОРМЫ Отражена история геологических исследований и поисков нефти и газа в морских окраинах Восточно�Европейской платформы — Азово�Черноморской и Баренцовоморской. Описано строение месторождений углеводородов. Воспроизведены главные этапы геотектонического развития и выяснены геодинамические условия формирования нефтегазоносных провинций ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи 46 окраин платформы, что позволяет детализировать перспективы и нацелить поисково�разве� дочные работы на основе углубленного анализа новейших и переинтерпретации ранее полу� ченных геологических материалов, а также оценить их углеводородный потенциал. Ключевые слова: акваториальные окраины Восточно�Европейской платформы, Азово�Черноморс� кий шельф, Баренцовоморский шельф, месторождения углеводородов, нефтегазоносность, геоди� намическое развитие. M.I. Pavlyuk, M.B. Yakovenko OIL� AND GAS�BEARING POTENTIAL SEA AREAS OF THE EAST EUROPEAN PLATFORM The history of geological exploration and search of oil and gas in the sea areas of the Eastern European platform — the Sea of Azov�the Black Sea and Barents Sea is illustrated. The structure of hydrocarbon deposits is described. The main stages of geotectonic development and the geodynamic conditions of formation of oil� and gas�bearing provinces of the sea areas of the platform were elab� orated, which allows to detail prospects and target search�and�reconnaissance work based on in� depth analysis of the latest and reinterpretation of previously obtained geological materials, and eval� uate their hydrocarbon potential. Keywords: water areas of the East European Platform, the Sea of Azov�the Black Sea shelf, the Barents Sea shelf, hydrocarbon deposits, oil� and gas�bearing potential, geodynamic development. ISSN 1999�7566. Геологія і корисні копалини Світового океану. 2019. 15, № 1 М.І. Павлюк, М.Б. Яковенко

Нафтогазоносність морських окраїн Східноєвропейської платформи

Institution

Similar Items