Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря
Обґрунтовано доцільність застосування геолого-структурно-термо-атмо-геохімічних досліджень при пошуках вуглеводнів та метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря. Наведено результати системного аналізу структурно тектонічних, літолого-стратиграфічних, геохімічних, геотермічних методів, кри...
Gespeichert in:
| Veröffentlicht in: | Геология и полезные ископаемые Мирового океана |
|---|---|
| Datum: | 2014 |
| Hauptverfasser: | , , , , , |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Ukrainian |
| Veröffentlicht: |
Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України
2014
|
| Schlagworte: | |
| Online Zugang: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/99443 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Zitieren: | Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря / І.Д. Багрій, З.Я. Войцицький, Н.В. Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2014. — № 4. — С. 24-47. — Бібліогр.: 32 назв. — укр. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-99443 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
Багрій, І.Д. Войцицький, З.Я. Маслун, Н.В. Науменко, У.З. Аксьом, С.Д. Грига, М.Ю. 2016-04-28T18:10:49Z 2016-04-28T18:10:49Z 2014 Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря / І.Д. Багрій, З.Я. Войцицький, Н.В. Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2014. — № 4. — С. 24-47. — Бібліогр.: 32 назв. — укр. 1999-7566 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/99443 Обґрунтовано доцільність застосування геолого-структурно-термо-атмо-геохімічних досліджень при пошуках вуглеводнів та метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря. Наведено результати системного аналізу структурно тектонічних, літолого-стратиграфічних, геохімічних, геотермічних методів, критеріїв та їх комплексне застосування при визначенні нафтогазоносності локальних об’єктів. Обоснована целесообразность применения термо-атмо-геохимических исследований при поисках углеводородов и метаногидратов на континентальном склоне Черного моря. Приведены результаты системного анализа структурно-тектонических, литолого-стратиграфических, геохимических, геотермических методов, критериев и их комплексное применение при определении нефтегазоносности локальных объектов. The expediency of the use of thermo-atmo-geochemical researches in the searches for hydrocarbons and metanogіdrates on the continental slope of the Black Sea is based. The results of the system analysis of structural-tectonic, lіtologis-stratigrafіcal, geochemical, geotermіc methods, criterias and their application in determining the oil and gas potential of local objects are shown. uk Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України Геология и полезные ископаемые Мирового океана Полезные ископаемые Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря Комплексные геолого-структурно-термо-атмогеохимические исследования — инструмент прогнозирования и поисков углеводородов и метаногидратов на континентальном склоне Черного моря Interdisciplinary geological-structural-thermo-atmogeochemical researches — a tool for prognosing and searching for hydrocarbons and methane hydrates on the continental slope of the Black Sea Article published earlier |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| title |
Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря |
| spellingShingle |
Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря Багрій, І.Д. Войцицький, З.Я. Маслун, Н.В. Науменко, У.З. Аксьом, С.Д. Грига, М.Ю. Полезные ископаемые |
| title_short |
Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря |
| title_full |
Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря |
| title_fullStr |
Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря |
| title_full_unstemmed |
Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря |
| title_sort |
комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі чорного моря |
| author |
Багрій, І.Д. Войцицький, З.Я. Маслун, Н.В. Науменко, У.З. Аксьом, С.Д. Грига, М.Ю. |
| author_facet |
Багрій, І.Д. Войцицький, З.Я. Маслун, Н.В. Науменко, У.З. Аксьом, С.Д. Грига, М.Ю. |
| topic |
Полезные ископаемые |
| topic_facet |
Полезные ископаемые |
| publishDate |
2014 |
| language |
Ukrainian |
| container_title |
Геология и полезные ископаемые Мирового океана |
| publisher |
Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України |
| format |
Article |
| title_alt |
Комплексные геолого-структурно-термо-атмогеохимические исследования — инструмент прогнозирования и поисков углеводородов и метаногидратов на континентальном склоне Черного моря Interdisciplinary geological-structural-thermo-atmogeochemical researches — a tool for prognosing and searching for hydrocarbons and methane hydrates on the continental slope of the Black Sea |
| description |
Обґрунтовано доцільність застосування геолого-структурно-термо-атмо-геохімічних досліджень при пошуках вуглеводнів та метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря. Наведено результати системного аналізу структурно тектонічних, літолого-стратиграфічних, геохімічних, геотермічних методів, критеріїв та їх комплексне застосування при визначенні нафтогазоносності локальних об’єктів.
Обоснована целесообразность применения термо-атмо-геохимических исследований при поисках углеводородов и метаногидратов на континентальном склоне Черного моря. Приведены результаты системного анализа структурно-тектонических, литолого-стратиграфических, геохимических, геотермических методов, критериев и их комплексное применение при определении нефтегазоносности локальных объектов.
The expediency of the use of thermo-atmo-geochemical researches in the searches for hydrocarbons and metanogіdrates on the continental slope of the Black Sea is based. The results of the system analysis of structural-tectonic, lіtologis-stratigrafіcal, geochemical, geotermіc methods, criterias and their application in determining the oil and gas potential of local objects are shown.
|
| issn |
1999-7566 |
| url |
https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/99443 |
| citation_txt |
Комплексні структурно-термо-атмогеохімічні дослідження — інструмент прогнозування та пошуків вуглеводнів і метаногідратів на континентальному схилі Чорного моря / І.Д. Багрій, З.Я. Войцицький, Н.В. Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2014. — № 4. — С. 24-47. — Бібліогр.: 32 назв. — укр. |
| work_keys_str_mv |
AT bagríiíd kompleksnístrukturnotermoatmogeohímíčnídoslídžennâínstrumentprognozuvannâtapošukívvuglevodnívímetanogídratívnakontinentalʹnomushilíčornogomorâ AT voicicʹkiizâ kompleksnístrukturnotermoatmogeohímíčnídoslídžennâínstrumentprognozuvannâtapošukívvuglevodnívímetanogídratívnakontinentalʹnomushilíčornogomorâ AT maslunnv kompleksnístrukturnotermoatmogeohímíčnídoslídžennâínstrumentprognozuvannâtapošukívvuglevodnívímetanogídratívnakontinentalʹnomushilíčornogomorâ AT naumenkouz kompleksnístrukturnotermoatmogeohímíčnídoslídžennâínstrumentprognozuvannâtapošukívvuglevodnívímetanogídratívnakontinentalʹnomushilíčornogomorâ AT aksʹomsd kompleksnístrukturnotermoatmogeohímíčnídoslídžennâínstrumentprognozuvannâtapošukívvuglevodnívímetanogídratívnakontinentalʹnomushilíčornogomorâ AT grigamû kompleksnístrukturnotermoatmogeohímíčnídoslídžennâínstrumentprognozuvannâtapošukívvuglevodnívímetanogídratívnakontinentalʹnomushilíčornogomorâ AT bagríiíd kompleksnyegeologostrukturnotermoatmogeohimičeskieissledovaniâinstrumentprognozirovaniâipoiskovuglevodorodovimetanogidratovnakontinentalʹnomsklonečernogomorâ AT voicicʹkiizâ kompleksnyegeologostrukturnotermoatmogeohimičeskieissledovaniâinstrumentprognozirovaniâipoiskovuglevodorodovimetanogidratovnakontinentalʹnomsklonečernogomorâ AT maslunnv kompleksnyegeologostrukturnotermoatmogeohimičeskieissledovaniâinstrumentprognozirovaniâipoiskovuglevodorodovimetanogidratovnakontinentalʹnomsklonečernogomorâ AT naumenkouz kompleksnyegeologostrukturnotermoatmogeohimičeskieissledovaniâinstrumentprognozirovaniâipoiskovuglevodorodovimetanogidratovnakontinentalʹnomsklonečernogomorâ AT aksʹomsd kompleksnyegeologostrukturnotermoatmogeohimičeskieissledovaniâinstrumentprognozirovaniâipoiskovuglevodorodovimetanogidratovnakontinentalʹnomsklonečernogomorâ AT grigamû kompleksnyegeologostrukturnotermoatmogeohimičeskieissledovaniâinstrumentprognozirovaniâipoiskovuglevodorodovimetanogidratovnakontinentalʹnomsklonečernogomorâ AT bagríiíd interdisciplinarygeologicalstructuralthermoatmogeochemicalresearchesatoolforprognosingandsearchingforhydrocarbonsandmethanehydratesonthecontinentalslopeoftheblacksea AT voicicʹkiizâ interdisciplinarygeologicalstructuralthermoatmogeochemicalresearchesatoolforprognosingandsearchingforhydrocarbonsandmethanehydratesonthecontinentalslopeoftheblacksea AT maslunnv interdisciplinarygeologicalstructuralthermoatmogeochemicalresearchesatoolforprognosingandsearchingforhydrocarbonsandmethanehydratesonthecontinentalslopeoftheblacksea AT naumenkouz interdisciplinarygeologicalstructuralthermoatmogeochemicalresearchesatoolforprognosingandsearchingforhydrocarbonsandmethanehydratesonthecontinentalslopeoftheblacksea AT aksʹomsd interdisciplinarygeologicalstructuralthermoatmogeochemicalresearchesatoolforprognosingandsearchingforhydrocarbonsandmethanehydratesonthecontinentalslopeoftheblacksea AT grigamû interdisciplinarygeologicalstructuralthermoatmogeochemicalresearchesatoolforprognosingandsearchingforhydrocarbonsandmethanehydratesonthecontinentalslopeoftheblacksea |
| first_indexed |
2025-11-25T06:18:26Z |
| last_indexed |
2025-11-25T06:18:26Z |
| _version_ |
1850509424536322048 |
| fulltext |
24 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Я. Войцицький, Н.В. Маслун,
У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
Інститут геологічних наук НАН України, Київ
КОМПЛЕКСНІ ГЕОЛОГО�СТРУКТУРНО�ТЕРМО�
АТМОГЕОХІМІЧНІ ДОСЛІДЖЕННЯ — ІНСТРУМЕНТ
ПРОГНОЗУВАННЯ ТА ПОШУКІВ ВУГЛЕВОДНІВ
І МЕТАНОГІДРАТІВ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМУ
СХИЛІ ЧОРНОГО МОРЯ
Обґрунтовано доцільність застосування геолого�структурно�термо�атмо�гео�
хімічних досліджень при пошуках вуглеводнів та метаногідратів на континен�
тальному схилі Чорного моря. Наведено результати системного аналізу струк�
турно�тектонічних, літолого�стратиграфічних, геохімічних, геотермічних ме�
тодів, критеріїв та їх комплексне застосування при визначенні нафтогазонос�
ності локальних об’єктів.
Ключові слова: Чорне море, вуглеводні, геолого�структурно�термо�геохімічні
дослідження, флюїди.
Вступ
На континентальному схилі і в глибоководній западині Чорного мо�
ря є досить значні вуглеводневі ресурси, що становлять понад
346 млн т нафтового еквівалента. За оцінками експертів на конти�
нентальних схилах морських басейнів Євразії запаси нафти, газу і
конденсату становлять 95 % [6], промислову нафтогазоносність у
Бенгальській затоці, в Каспійському, Середземному, Норвезькому,
Північному, Баренцовому та інших морях встановлено в теригенних
та карбонатних формаціях фанерозою, особливо в крейдових та кай�
нозойських відкладах, які за своїми літолого�стратиграфічними ха�
рактеристиками подібні до осадового комплексу Чорного моря.
Нафтогазопошукові роботи в Чорному морі проводяться пе�
реважно на мілководних шельфових ділянках. Тому з’ясування
просторово�часової приуроченості нафтогазоносності та її оцінка
на локальних структурних об’єктах континентального схилу і в
глибоководній частині є актуальною проблемою.
Чільною є також проблема вивчення процесів дегазації дна
Чорного моря, що вирішується переважно в таких аспектах: ви�
© І.Д. БАГРІЙ, З.Я. ВОЙЦИЦЬКИЙ, Н.В. МАСЛУН, У.З. НАУМЕНКО,
С.Д. АКСЬОМ, М.Ю. ГРИГА, 2014
25ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
значення пошукових ознак на поклади ВВ та з’ясування закономірностей поши�
рення газогідратів, грязьових вулканів; локалізації наскрізних потоків та пере�
токів глибинних вуглеводнів в осадовому розрізі, з’ясування розміщення розлом�
них порушень і підпорядкованих їм шляхів проникнення (фільтрації) флюїдних
потоків з глибинних шарів донних відкладів; просторова мінливість структурно�
тектонічних (неотектонічних), седиментаційних умов, придонна гідродинаміка
[11, 26, 32, 25]. Вивчення цих складових сприятиме ґрунтовному прогнозуванню
скупчень вуглеводнів метанонасичених формацій та визначенню реальних за�
пасів метаногідратів.
Виявлені на оціночній стадії величезні масштаби струменів газів газових фа�
келів — «сипів» із тривалим у геологічному часі періодом активного виділення га�
зу дозволяють розглядати їх як можливе нове нетрадиційне джерело ВВ та ставить
завдання щодо можливості збільшення запасів і видобутку газу за рахунок вклю�
чення в схему газогідратів.
У глибоководній западині зони розвитку газогідратів пов’язані з глибинними
флюїдами, що надходять з надр і локалізовані над позитивними структурами на
різних структурних рівнях у мезокайнозойському осадовому комплексі та
давніших товщах. Найбільш перспективними на газогідрати у Чорному морі вва�
жаються западина Сорокіна та глибоководні улоговини Західно� та Східночорно�
морської западин. Простежується відповідна зональність газопроявів у Чорному
морі: по периферії, в зоні зчленування шельфу та континентального схилу про�
стежується розвиток виходів газових факелів, а в центральній, глибоководній,
частині гази залучаються до складу газогідратів.
Наскільки важливими є проблеми пошуків вуглеводнів, грязьового вулканізму,
природних газо� та нафтопроявів, газогідратів у Чорному морі, свідчать численні
публікації, що з’явились в останнє десятиліття [4, 12, 32 та ін]. Розробляються
міжнародні програми за участю причорноморських та інших європейських країн:
INGGAS (програма досліджень на Чорному морі); MARGASH (Marine gas hydrates
of the Black Sea, 2002—2003 рр.); METRO (Methane and methane hydrates within
the Black Sea, 2004—2007 рр.). В рамках проекту MARGASH у 2002 р. на судні
«МЕТЕОR» німецькими, російськими й українськими фахівцями виконано геолого�
геофізичні дослідження в прогині Сорокіна і в Західночорноморській западині. У
рамках проекту МЕТRО німецькими фахівцями спільно зі вченими причорно�
морських країн проведено експедиційні роботи у 2004 р. в районі палео�Дніпра та
палео�Дунаю, на континентальному схилі поблизу узбережжя Туреччини, а у
2005—2006 рр. — Росії та Грузії. Проблема газогідратів викликає значний інтерес на
державному рівні в США, Великобританії, Німеччині, Японії, Канаді, Норвегії,
Індії, Південній Кореї, Китаї, де також виконуються національні програми.
Значний обсяг досліджень із цієї проблеми проведено в Україні [3, 6, 12, 24,
27, 28, 30, 31]. Підтвердженням цьому є виконання проектів і програм різними
установами паливно�енергетичного комплексу. Національною академією наук
України (ВМГОР, ІГН) виконується Загальнодержавна програма розвитку міне�
рально�сировинної бази України та «Національна програма досліджень і вико�
ристання ресурсів Азово�Чорноморського басейну, інших районів Світового оке�
ану на 2009—2034 роки» з особливим акцентом на необхідність розробки окремої
«Комплексної програми освоєння вуглеводневого потенціалу української части�
ни континентального шельфу Чорного та Азовського морів».
26 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Й. Войцицький, Н.В Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
Методика та матеріали
Розвідка та облаштування глибоководних ділянок є вдвічі більш
капіталоємними порівняно з роботами на шельфі і потребують нових методо�
логічних та методичних підходів.
Застосовуються різні методи і технології для забезпечення пошуків, розвідки та
видобутку як традиційних, так і нетрадиційних джерел вуглеводнів. Нами для
вирішення означених вище проблем використано геолого�структурно�термо�ат�
мо�геохімічну технологію (СТАГД), в основу якої покладено комплекс тек�
тонічних, морфоструктурних, біо�літо�сейсмо�стратиграфічних, термометричних,
газогеохімічних методів.
На відміну від приповерхневих методів пошуків ВВ, які застосовувалися в Ук�
раїні раніше і спрямовані на прямі ознаки покладів ВВ за виявленими аномаліями
метанової складової, СТАГД орієнтовані на системний аналіз з уточнення гео�
логічної будови, моделі розломно�блокового каркасу перспективних площ, вияв�
лення неотектонічно активних зон підвищеної проникності і шляхів найак�
тивнішої міграції ВВ — прямих індикаторів їх покладів.
Згідно технології СТАГД аналізувались такі критеріальні ознаки прогнозуван�
ня нафтогазоносності: структурно�тектонічні, літолого�стратиграфічні, фаціаль�
ні, геохімічні, геотермічні, кореляційні. Кожний з означених критеріїв має різну
інформативність, зважаючи на особливості геологічної будови регіону, специфіки
умов формування покладів. Тому їх комплексне застосування при визначенні
нафтогазоносності як локальних об’єктів, так і на полігонах, дає можливість ґрун�
товніше оцінити перспективи певних ділянок, територій з урахуванням гео�
логічної будови, характеру тектонічних процесів, які їх сформували, просторово�
часове генерування, міграцію, акумуляцію, зміни і руйнування покладів ВВ.
Матеріалом слугували виконані спеціальні експедиційні дослідження та об�
робка наявного фактичного матеріалу на виявлених структурах нафтогазоперс�
пективних об’єктів на континентальному схилі Західночорноморської западини,
зокрема на структурах Західноголіцинська, Одеська�Безіменна�Рифтова�Осетро�
ва, Сундучна, Ювілейна; Схилова, Британська. З метою визначення ефективності
застосування розробленої структурно�термо�атмогеохімічної технології було про�
ведено дослідження на ділянках масових газових виділень — «газових факелів»
[29] в зоні зчленування шельфу й континентального схилу в Західночорно�
морській западині. Значний обсяг досліджень за розробленою технологією вико�
нано також в Східночорноморській западині, де найперспективнішими є западина
Сорокіна та прикерченський шельф з прилеглим континентальним схилом
(структури Палласа, Глибока) (рис 1).
СТАГД передбачає виконання комплексу експедиційних та лабораторних
досліджень за наступною схемою: геоструктурні, структурно�неотектонічні
дослідження, дешифрування аеро� і космофотознімків, з’ясування геологічної
будови відповідних об’єктів, зокрема побудову стратиграфічних розрізів за
комплексом літо�біо�сейсмостратиграфічних методів, термометричні та газо�
во�еманаційні дослідження (Rn, вільні ВВ), обробка експериментальних даних
та побудова карт.
Геоструктурні дослідження ґрунтуються на аналізі існуючої геологічної та гео�
фізичної інформації й мають на меті з’ясування геологічної позиції об’єктів, в т.ч.
створення стратиграфічної моделі, аналіз розломно�блокової тектоніки з ураху�
27ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
ванням геодинамічних і морфокінематичних характеристик розломів та форм їх
відображення у фундаменті і чохлі, виявлення неотектонічно активних пору�
шень. Геоструктурна інформація є вихідною при виборі оптимальної мережі то�
чок інструментальних польових робіт, що включають атмогеохімічні, термомет�
ричні та еманаційні радонометричні дослідження.
Теоретичною основою геохімічних пошуків родовищ ВВ є уявлення про ди�
фузійно�фільтраційний масоперенос вуглеводневих газів (та низькомолекуляр�
них рідких ВВ) із нафтогазових покладів у перекриваючі осадові породи. При по�
шукових роботах газометрична зйомка на ВВ виконується з метою виявлення
аномалій концентрацій метану, його гомологів та алкенів. За просторовим поши�
ренням та інтенсивністю аномалій потоків ВВ оцінюється як загальна перспек�
тивність ділянки, так і ступінь герметизації прогнозованого нафтогазового по�
кладу. В деяких випадках важливу інформацію надає визначення концентрацій
вуглекислого газу, водню та гелію
При радонометричних морських дослідженнях випробується придонний
шар води. Найінформативнішим серед радіоактивних ізотопів у придонній воді є
222Rn, для якого основними джерелами підвищених концентрацій є підземні во�
ди в зонах субмаринного розвантаження. Закономірність розміщення таких зон
контролюється розривними порушеннями, тому радонові аномалії дають мож�
ливість визначити розломні зони підвищеної проникності.
Температурні аномалії використовуються як індикатори теплових потоків в
зонах накопичення ВВ, що дозволяє розглядати їх як додаткову характеристику
вуглеводневих покладів.
Обробка та інтерпретація даних експедиційних досліджень на основі ГІС�
технологій і методів математико�статистичного аналізу передбачає аналіз просто�
рового розміщення та зіставлення аномалій різноманітних параметрів ема�
наційного поля, полів вуглекислого газу, гелію, вуглеводнів та температури.
Рис. 1. Розташування полігонів СТАГД в українському секторі Чорного моря. Полігони
досліджень СТАГД (структури): північно�західний шельф: 1 — Західноголіцинська, 2 —
Одеська�Безіменна�Рифтова�Осетрова, 3 — Сундучна, 4 — Ювілейна; континентальний схил
Західночорноморської западини: 5 — Схилова, 6 — Британська; прикерченський шельф: 7 —
Керченська�Абіха�Субботіна
28 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Й. Войцицький, Н.В Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
З урахуванням цих даних створюються картографічні моделі досліджуваної
території, на яких відображено прогнозні контури покладів ВВ.
Згідно технології СТАГД на континентальному схилі (в т.ч. і на Британській
структурі) проводились одночасно геохімічна, еманаційна, термометрична зйом�
ки та відбір проб придонної води. Така схема комплексного проведення робіт ста�
ла можливою завдяки спеціально створеним, оригінальним, запатентованим при�
ладам, зокрема пробовідбірнику�дегазатору ПДБК�3М. Проби газів аналізувались
на хроматографах, еманаційні дослідження виконувалися в лабораторії на борту
судна. Спеціально розробленими термозондами відбирались донні відклади на
глибину до одного метра, а також вимірювався тиск, температура, глибини дна во�
дойми та занурення датчиків. Виконано 312 вимірювань у 26 пунктах (рис. 2).
Результати
Критерії нафтогазоносності континентального схилу Чорного мо�
ря. Сучасний континентальний схил сформувався у результаті глобальних гори�
зонтальних та вертикальних диференційованих тектонічних рухів. Для нього ха�
рактерні значні ухили поверхні, що збільшуються у південно�східному напрямку.
Рис. 2. Континентальний схил Західночорноморської западини. Структурно�тектонічна по�
зиція полігону СТАГД. Тектонічне районування: 1 — Скіфська плита; 2 — Західно�Евксинська
плита; 3 — свердловини глибокого буріння; 4 — ізобати. Локальні структури: 5 — виступи, ва�
ли. Глибинні розломи: 6 — субширотні; 7 — субмеридіональні; 8 — розривні порушення; 9 —
фонд виявлених та підготовлених об’єктів ДГС України, ДАТ «ЧНГ» та інших організацій;
10 — ділянки досліджень: Бр — Британська, Сх — Схилова
29ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
Зростання кутів ухилу схилів відбувається паралельно зі скороченням потужності
і повноти розрізів мезокайнозойських відкладів на прилеглому до схилу північно�
західному шельфі Чорного моря. В рельєфі найбільш чітко межа підніжжя схилу
та глибоководної улоговини фіксується на глибинах 1500—1700 м, а в східній час�
тині — 2000—2100 м.
Морфоструктурний план континентального схилу значною мірою контро�
люється регіональними зонами розломів, спричинених тектонічними процесами.
Для будови континентального схилу характерними є великі ерозійні врізи — каньйо�
ни [17]. Вони розчленовують усю поверхню схилу від верхньої бровки до його
підніжжя. Каньйони мають V�подібну форму, ширина їх від 150 до 2500 м, глибина —
400—500 м, інколи — 1000 м. Борти мають симетричну форму, що пов’язано з боко�
вою ерозією. Інтенсивність бокової ерозії змінюється залежно від ухилів та гео�
логічної будови. На поздовжніх профілях каньйонів чітко простежується
ступінчастість, яка є відображенням геологічних подій в регіоні, зокрема перебудови
структурно�тектонічних планів у відповідні геологічні епохи. До розломів приурочені
каньйони палео�Дунаю, палео�Дністра, палео�Дніпра, палео�Каланчака. Активна
ерозійно�денудаційна діяльність каньйонів призвела до появи значних за розмірами
підводноерозійних амфітеатрів біля брівки континентального схилу (рис. 3)
Еродовані породні комплекси утворюють біля підніжжя відповідних уступів
значні за потужністю та обсягом ділянки. Це маргінальні глибоководні конуси
виносів, що складають перехідну зону континентальний схил — глибоководна
улоговина. Вони утворюють своєрідні вали, горбки, підводні хребти, накладені
конуси виносів, сформовані мутьовими потоками. Потужність конусів виносу
становить декілька кілометрів. Найчіткішою вираженою морфоструктурою
Рис. 3. Карта морфоструктурного районування Азово�Чорноморського басейну масштабу
1 : 500 000. За А.А. Пасинковим з використанням матеріалів ВМГОР НАНУ, КП «Південе�
когеоцентр», «ПричорноморДГРП», ГМНЦ «Морекогеологія», 2013
30 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Й. Войцицький, Н.В Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
північно�західної частини Чорного моря є Дунайський конус виносу, що являє
собою велике акумулятивне тіло. Визначальними морфологічними елементами є
тераси сповзання в нижній частині схилу та підводний каньйон, вироблений су�
спензійними потоками. Поверхню схилів і бортів каньйонів моделюють підводні
(стоку і площинні) та суспензійні течії. Формування конусу, як доведено нашими
дослідженнями, відбувалось протягом мезокайнозойського та четвертинного ча�
су в декілька етапів у процесі безпосереднього висунення авандельт Дунаю та
інших річок і підводної ерозії уступу материкового схилу [7].
Значний вплив на стратифікацію структури мали великі зсуви, що впливали
на динаміку суспензійних потоків. Встановлено значні за розмірами ділянки
низькогорбистого рельєфу, конусоподібні сопки. В підніжжі континентального
схилу виявлено карбонатні утворення трубчастої форми, які, вірогідно, пов’язані
з метановими «сипами». Означені форми рельєфу властиві зонам активного газо�
виділення та проявів грязьового вулканізму.
Порівняльний аналіз сучасної складної морфологічної структури з дочетвер�
тинною засвідчує успадкованість неотектонічних рухів та визначальну роль роз�
ломно�блокової структури шельфу, континентального схилу та глибоководної за�
падини в розподілі потужностей та фацій як четвертинних відкладів, так і всього
осадового чохла западини.
За даними сейсморозвідки МЗГТ на сучасному континентальному схилі кар�
тується палеоконтинентальний схил. На сейсмічних розрізах він відбивається
широкою (12—13 км) зоною субпаралельних тектонічних порушень, по яких до�
крейдова поверхня неузгодженості зазнає східчастого занурення від 2000—4000
до 6500—7500 м на південь з пересічним ухилом 20—35°. Південним обмеженням
цієї зони є великоамплітудний Північноевксинський північний бортовий скид
крейда�кайнозойського віку, який має лістричну кінематику з виположенням по�
верхні скидача у бік Західночорноморського рифта (рис. 4) [4, 5].
Рис. 4. Геологічна будова континентального схилу та північного борту Західночорно�
морської западини на фрагменті регіонального профілю МЗГТ за [5]
31ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
У смузі палеоконтинентального схилу сейсморозвідкою МЗГТ закартовано
ланцюжок структур (Омар, Барова, Лагунна, Плутон, Піщана та ін.), а також
досліджувані нами структури Британська�1 та �2. Ця широка (8—20 км) зона ло�
кальних структур виділяється під назвою пасма, або підводного масиву Ломоно�
сова [25]. На часових розрізах відображується складним рисунком сейсмічного
запису, який інтерпретується неоднозначно. Підняті тут драгами зразки донних
відкладів представлені різноманітними за віком та літологією породами, включа�
ючи магматити від кислого до ультраосновного складу, які є типовими для прису�
турного меланжу. За цими ознаками пасмо Ломоносова трактується як шовна
тектонічна зона (можливо, східне подовження сутури Печеняга�Камена) — фраг�
мент активної окраїни палеоконтиненту Мезія в алохтоні. Для верхньої частини
розрізу прибортової зони характерні гравітаційно�тектонічні дислокації з форму�
ванням олістостром, тектонічних пластин та лусок.
Структурно�тектонічна будова і стратиграфічна модель мезокайнозойських
відкладів відтворено за біо�літо�сейсмостратиграфічними дослідженнями (рис. 5).
Розроблена нами детальна стратиграфічна модель для північно�західного
шельфу і континентального схилу та порівняльний аналіз отриманих у спеціа�
лізованих рейсах геологічних даних (палеонтологічних, стратиграфічних, палео�
екологічних тощо) дозволяє стверджувати, що на континентальному схилі
виділяються, зокрема в палеогені — неогені, ті ж стратони, що і на шельфі [8, 9].
Палеоценові, еоценові, олігоценові, міоценові утворення мають ознаки фли�
шоїдних порід, подібні до розрізів свердловин чорноморського шельфу і продуктив�
них палеоген�неогенових розрізів Керченсько�Таманського регіону, Кавказу, Карпат.
Палеонтологічна, палеоекологічна, літогенетична інтерпретація корінних
порід показує, що вже на початку палеогену північна частина Чорноморської за�
падини характеризувалася збільшенням глибини осадконагромадження, яке
відбувалося в геосинклінальному режимі. З певним ступенем вірогідності можна
говорити про існування континентального схилу починаючи з палеоцену, а також
в олігоценовий та неоген�четвертинний час. Те, що континентальний схил має
таку історію, підтверджено і сейсмостратиграфічними даними. У зоні зчленування
Кримського мегантиклінорію та Західночорноморської западини спостерігається
плавне зменшення потужностей у бік схилу, поступовий підйом у цьому ж на�
прямку всіх верств, тим більший, чим давніші ці верстви, поступове їх виклиню�
вання, переміщення зон розмиву (відсутність відкладів уверх по схилу від
давніших до молодших). Успадкованість циклічного морського седиментогенезу
простежується протягом кайнозою.
На континентальному схилі наявність мезокайнозойських відкладів доведено
даними сейсмо�стратиграфічних досліджень, а виходи корінних порід (палеогено�
вих, неогенових) вперше було встановлено на ст. 6318, 6319, 6325 в 37�му рейсі
НДС «Академік Вернадський» під керівництвом акад. НАН України Є.Ф. Шню�
кова [15, 28]. На континентальному схилі драгуванням розкрито тільки верхню
частину палеоценового розрізу, що представлена перешаруванням глин темно�
сірих щільних алевритистих і мергелів.
Нами встановлено також, що палеоценові відклади складають найкрутіші
схили Ласпінського каньйону (глибини 600—1550 м).
В результаті біо�літо�сейсмо�стратиграфічних досліджень доведено, що па�
леоценові відклади (білокам’янський та качинсьткий регіояруси) представлені
32 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Й. Войцицький, Н.В Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
Рис. 5. Стратиграфічна схема кайно�
зойських відкладів континентального
схилу Західночорноморської запа�
дини: 1 — глини, 2 — глини піща�
нисті, 3 — алеврити, 4 — пісковики,
5 — глини вапнисті, 6 — вапняки ор�
ганогенно�детритові, 7 — мергелі,
8 — вапняки, 9 — вапняки глинисті,
10 — сидерит, 11 — перерив
33
теригенно�карбонатними та теригенно�кременистими породами, подібними до
продуктивних відкладів громівської, лазурненьської світ північно�західного
шельфу Чорного моря (на структурах Голіцинська, Одеська, Безіменна,
Олімпійська тощо), верхньострийської та ямненської світ Карпат, палеогенових
продуктивних комплексів Кавказького і Каспійського регіонів.
Еоценові відклади: бахчисарайський регіоярус представлений тонкошаруватою
товщею, що складена алевролітами характерного сірого з зеленуватим відтінком
кольору, аргілітами темно�сірими жирними, часто кременистими, сидеритовими,
піритовими, а також вапняками органогенно�детритовими темнозеленувато�сіри�
ми; сімферопольський та новопавлівський регіояруси представлені вапняками і
глинистими вапняками світло�сірими, сірувато�білими, щільними, міцними.
Відклади кумського регіоярусу Західно� і Східночорноморських западин, як і
загалом у Кримсько�Кавказькій області, представлені тонкоритмічним переша�
руванням мергелів кофейно�сірих, глин темно�сірих до чорних, алевролітів сіро�
коричневих листуватих з характерним комплексом форамініфер, радіоляріями,
діатомеями, спікулами губок, лускою риб. Такий літобіофаціальний склад кумсь�
ких відкладів свідчить про сірководневе зараження, наявність аноксидних умов у
седиментаційному басейні. Потужність регіоярусу — понад 200 м.
Альминський регіоярус представлений потужним (до 200 м) мергельно�глинис�
тим формаційним комплексом, який слугує покришкою вуглеводневих покладів.
Для континентального схилу та глибоководної улоговини Західночорноморсь�
кої западини характерним є діахронний олігоцен�міоценовий майкопський тери�
генно�глинистий формаційний комплекс, який має складну просторово�часову
фаціальну структуру і є найпотужнішим віковим діапазоном нафтогазонакопичен�
ня в регіоні [16, 18]. Потужність майкопських відкладів збільшується з південного
заходу на південний схід (від виклинювання до 5000 м). За даними сейсмопрофілю�
вання, біолітостратиграфічними дослідженнями це потужна флішоїдна товща,
складена тонкоритмічним перешаруванням глин темно�сірих аргілітоподібних,
щільних, слабослюдистих, нерівномірноалевритистих, некарбонатних, мергелів,
алевролітів сірих, зеленувато�темно�сірих з сидеритом, рибними залишками та
пісковиків темно�сірих та світлоколірних. Для майкопського комплексу характер�
ними є неповні розрізи регіональних та місцевих стратонів. Цей формаційний
комплекс має складний циклічноседиментаційний характер, в якому відображено
трансгресивно�регресивні і кліматичні режими. За своїми літо� і біофаціальними
характеристиками він подібний до олігоцен�нижньоміоценових менілітових і по�
ляницьких відкладів Карпат, майкопських утворень Кавказу, Каспію.
У стратиграфічній структурі неогенового формаційного комплексу виділено
всі регіональні стратони шельфу та причорноморської западини [8]. Підошва
міоцен�пліоценової товщі потужністю 1500—2000 м занурюється на південь. В
південно�західній частині прогину міоценові відклади зрізані допліоценовою
поверхнею розмиву і перекриті молодшими відкладами.
Пліоцен�четвертинний формаційний комплекс, особливо сучасне осадонагро�
мадження, має чинники та типи відкладів седиментаційного середовища, подібні до
палеогенових і неогенових. У фаціальній структурі чорноморського горизонту (го�
лоцен) ми спостерігаємо сучасні аналоги систем, які мають ознаки умов минулого,
наприклад потенційно нафтогазоматеринських формацій (сапропельові, карбонат�
но�теригенні комплекси). Сучасний седиментогенез на континентальному схилі
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
34
Чорного моря — це діючий аналог фаціальних систем палеогену, неогену, зокрема
олігоценового доманікоїдного комплексу, який може слугувати моделлю для відтво�
рення седиментогенезу протягом мезокайнозою.
Загалом кайнозойські відклади континентального схилу — це подібні фор�
маційні комплекси північно�західного, румунського, прикерченського шельфів,
континентальних схилів Західно� та Східночорноморської западин, Азовського
моря, Карпатського регіону, карбонатномергельної товщі Стара�Планіни, Ниж�
ньокамчійського прогину Болгарії, Керченсько�Таманського, Кавказського, Кас�
пійського регіонів. Це генетично однотипові флішоїдні відклади, з якими пов’язані
значні вуглеводневі поклади [5, 9].
На північно�західному шельфі всі родовища ВВ характеризуються чіткою
стратиграфічною приуроченістю до відповідних горизонтів. Зафіксовано приуро�
ченість покладів ВВ до відповідних стратонів: білокам’янського, качинського па�
леоцену; сімферопольського, кумського еоцену; молочанського, керлеутського
олігоцену; батисифонового, сарматського, меотичного, кімерій�куяльницького
міоцену та плейстоцену. Породи�колектори і нафтогазонакопичення у відкладах
мезокайнозою приурочені до сидерито�алеврито�піщанистих теригенних та вап�
някових комплексів, які часто утворені турбідитовими потоками, течіями,
підводно�зсувними процесами і складають глибоководні конуси виносу. Всі ці
формаційні комплекси поширені на континентальному схилі і в глибоководній
западині, що підтверджено ідентифікацією їх в корінних породах.
Тобто, тектонічними, стратиграфічними, морфоструктурними чинниками на
континентальному схилі створено літолого�стратиграфічні умови нафтогазонакопи�
чення, що є ознакою високих перспектив континентального схилу на пошуки ВВ.
В блоці термо�атмо�геохімічних досліджень базовими є термометричні, газо�
геохімічні та еманаційні методи.
За даними СТАГД найчіткіше фіксуються аномальні за площею, і конт�
растністю поля метану, етану та бутану. Теоретично з будь�якого покладу ВВ
найінтенсивніше дифундує метан, він повинен фіксуватись в апікальних части�
нах родовищ та у межах тектонічних зон, що порушують такі родовища. Практич�
но, згідно з проведеними газогеохімічними дослідженнями такі особливості роз�
поділу аномалій метану не підтверджуються. Привертає увагу, що аномалії мета�
ну майже завжди просторово відірвані від аномальних полів інформативніших ВВ
газів — етану, пропану та бутану, тобто не корелюють з ними. Показники вмісту
метану не можна розглядати окремо як надійний газовуглеводневий індикатор
при прогнозних оцінках. Показники метану необхідно інтерпретувати у комп�
лексі з його гомологами (етаном, пропаном, бутаном, ізобутаном), а газоге�
охімічні аномалії виділяти та інтерпретувати за сумою гомологів метану.
Аналіз газогеохімічної складової свідчить, що найінформативнішими показ�
никами є площинні аномалії етану та пропану газових і нафтових родовищ.
Дослідження на полігонах. На Британській структурі виконано комплекс робіт
за СТАГД, що включав газо�геохімічну зйомку придонного шару води (вільні
вуглеводні, вуглекислий газ, водень, гелій), радонометрію, термометричні до�
слідження донних відкладів, геоструктурний аналіз, а також гідрологічні та геомор�
фологічні дослідження (рис. 6).
Отримано дані про концентрацію насичених вуглеводнів: метану (СН4), ета�
ну (С2Н6), пропану (С3Н8), ізобутану (iC4H10), бутану (nC4H10); ненасичених
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Й. Войцицький, Н.В Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
35ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
Рис. 6. Схема полігону СТАГД на континентальному схилі Західночор�
номорської западини: 1 — розривні порушення за даними сейсмо�
розвідки, 2 — ізогіпси горизонту відбиття IV — підошва нижньої
крейди, 3 — станції СТАД, 4 — профілі СТАГД. Сх — ділянка Схило�
ва. Локальні структури: Бр�1 — Британська�1, Бр�2 — Британська�2
36
вуглеводнів: етилену (С2Н4), пропілену (С3Н6); радону (Rn). Також було визначе�
но температуру донних відкладів (T) та рельєфу дна (Н) (рис. 7).
За аналізом закономірностей розподілу газових, еманаційних і температурних
показників визначено кореляційні зв’язки газових параметрів, побудовано карти
розподілу інформативних показників. Гелій не був зареєстрований в жодному з
пунктів відбору фактичного матеріалу. Необхідно зазначити, що на Британській
структурі серед вуглеводневих газів лише метан, етан та етилен були зареєстровані
на всіх станціях СТАГД. Бутани та пропілен були зареєстровані в поодиноких про�
бах, а пропан був відмічений в третині відібраних проб. Метан складає майже 99 %
від концентрацій усіх вуглеводневих газів, визначених на території досліджень.
Показники концентрації метану на 4—5 порядків вищі, ніж на північно�західному
шельфі Чорного моря, зокрема на Одеському та Безіменному газових родовищах.
Концентрації етану вищі пересічно на два порядки. Значення концентрацій вод�
ню та етилену, навпаки, на два порядки менші.
За результатами СТАГД прогнозується наявність вуглеводнів на Британських
структурах. Розподіл концентрацій метану являє собою типову кільцеву ано�
малію. Такий характер аномального поля є одним з пошукових критеріїв вугле�
водневих покладів. Кільцеві аномалії характеризуються максимальними значен�
нями показників на периферії та мінімальними в центральній частині аномальної
зони. Кільцева аномалія метану об’єднує обидві Британські структури та просте�
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Й. Войцицький, Н.В Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
Рис. 7. Розподіл температури донних відкладів на глибині 1 м
(а); вмісту радону (б), водню (в), вуглекислого газу (г), метану
(д), етану (е), етилену (є) в придонному шарі води на полігоні
структур Британська�1 та �2
37
жується в східній частині структур Британська�1 та Британська�2. Аномалія
суцільна, що вірогідно свідчить про наявність покладу вище по розрізу над крей�
довими відкладами, по яких закартовані структури. На Британській структурі не
виключена також наявність метаногідратного покладу. Цей прогноз підтвердже�
но наявністю аномально високих показників температурних концентрацій мета�
ну. Пересічно останні складають 9 °С, а їх максимальні значення сягають 9,2 °С,
що є одними з найвищих температурних показників, зареєстрованих на всіх пло�
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
Рис. 8. Ділянка, перспективна на пошуки ВВ в
межах структур Британська�1 та �2 на континен�
тальному схилі Західночорноморської западини
Рис. 9. Розподіл глибин моря (а); температури
донних відкладів на глибині 1 м (б); вмісту радо�
ну (в), вуглекислого газу (г), водню (д), метану
(е), етану (є), пропану (ж) в придонному шарі
води на полігоні структур Одеська�Безіменна�
Рифтова�Осетрова
38 ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Рис. 10. Ділянки, перспективні на пошуки ВВ на полігоні структур Одеська�
Безіменна�Рифтова�Осетрова (за результатами комплексної інтерпретації
СТАГД)
Рис. 11. Структура Субботіна. Структурна карта по покрівлі продуктивного горизонту МС�1 (се�
редньомайкопські відклади)
39ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
Р
ис
. 1
2.
С
тр
а
ти
гр
а
ф
іч
н
а
м
о
д
е
л
ь
к
а
й
н
о
зо
й
с
ь
к
и
х
в
ід
к
л
а
д
ів
с
тр
у
к
ту
р
и
С
у
б
б
о
ті
н
а
40
щах СТАГД в межах північно�західної акваторії Чорного моря. Позитивні темпе�
ратурні аномалії можуть вказувати на наявність скупчення метаногідратів, що ут�
ворились у четвертинний час. У зв’язку з тим, що на дослідженій нами території
виявлено суцільну теплову аномалію, з максимальними значеннями температур,
що сконцентровані на ділянках локального пониження дна (до 1200 м), можна
вважати район континентального схилу, де виявлено структуру Британську, високо�
перспективним. Згідно зі стратиграфічними критеріями продуктивними тут мо�
жуть бути крейдові, палеоценові, олігоцен�міоценові (майкопські) та неогенові
відклади. Найбільші перспективи метанонасичених формацій, покладів га�
зогідратів слід пов’язувати з майкопським формаційним комплексом, до якого,
до речі, приурочені основні грязьовулканічні прояви.
Газогеохімічною зйомкою встановлено, що водень утворює кільцеву ано�
малію навколо прогнозного покладу, а концентрації етану та етилену характеризу�
ються мінімальними значеннями в його межах. Подібні особливості відображен�
ня покладу в газогеохімічних полях можуть бути спричинені тим, що газогідрат�
ний поклад є непроникною товщею для нижчезалягаючих покладів вуглеводнів.
Винятком є вуглекислий газ, який, подібно до температури, характеризується
центральною аномалією в межах покладу. Це може свідчити про інтенсивні газо�
геохімічні зміни над покладом зі значною зоною окислення.
Аномальне радонове поле, яке є картувальною ознакою тектонічно напруже�
них зон, оконтурює кільцеву аномалію концентрацій метану та характеризує в її
межах геодинамічностабільну зону. Локальне підвищення концентрації радону,
виявлене на заході структури Британська�1, може бути ознакою наявності ка�
налів розвантаження газових потоків. Мінімальні значення концентрацій радону
спостерігаються в межах структури Британська�2. За результатами СТАГД окон�
турено ділянку, перспективну на пошуки ВВ (рис. 8).
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Й. Войцицький, Н.В Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
Рис. 13. Перспективні ділянки на Північному, Центральному та Південному
полігонах за результатами СТАГД
41ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
Р
ис
. 1
4.
Ге
о
л
о
гі
ч
н
а
б
у
д
о
в
а
с
тр
у
к
ту
р
К
е
р
ч
е
н
с
ь
к
а
,
А
б
іх
а
т
а
С
у
б
б
о
ті
н
а
(
за
В
о
й
ц
и
ц
ь
к
и
м
З
.Я
.,
М
а
с
л
у
н
Н
.В
.)
42
Для детальнішого визначення особливостей нафтогазонакопичення на
полігоні Одеська�Рифтова�Осетрова в перехідній зоні шельф — континенталь�
ний схил було проведено комплексні дослідження за технологією СТАГД [5]. На
цих структурах за геохімічною зйомкою в усіх пробах було визначено метан, етан,
пропан, ізобутан, етилен, пропілен та вуглекислий газ; водень зареєстровано лише
в одній пробі. Метан складає 97,6 % від концентрації зареєстрованих вуглеводнів.
Метан та вуглекислий газ утворюють аномалію із значеннями, на 2—3 порядки
нижчими за аномалію над Британськими структурами. Температура характери�
зується максимальними значеннями — 8 °С, подібно до температур в межах перс�
пективних ділянок на північно�західному шельфі (рис. 9).
За комплексом методів було підтверджено нафтогазоперспективність даної
ділянки та виділено перспективну територію для пошуку вуглеводнів, в тому
числі метаногідратів (рис. 10). Але для прогнозування газогідратних покладів не�
обхідне проведення детальніших досліджень за значно щільнішою мережею ге�
охімічних і сейсморозвідувальних профілів.
Особливий акцент слід зробити на прогнозуванні вуглеводнів на прикер�
ченському шельфі та континентальному схилі Східночорноморської западини,
що на такій системній основі виконано вперше [2]. За комплексним аналізом
структурно�тектонічних, стратиграфічних, літолого�стратиграфічних, термомет�
ричних, аерокосмогеологічних, геофізичних (в тому числі сейсморозвідувальних
3D) робіт охарактеризовано геологічну будову, закономірності термо�газо�гео�
хімічних показників, просторово�часового поширення покладів вуглеводнів. За
результатами СТАГД було підтверджено перспективність 7 локальних структур на
території Керченсько�Таманського шельфу, а саме Субботіна, Абіха, Керчен�
ської, Якірної, Південнокерченської, Моряної і Глибокої.
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Й. Войцицький, Н.В Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
Рис. 15. Схема розподілу вмісту радону (а), вуглекислого газу (б), метану (в), етану (г), пропану (д),
суми вуглеводнів (е) у придонному шарі води на полігоні структури Палласа
43
На структурі Сібботіна за СТАГД було зроблено розрахунок нафтогазоперс�
пективного контуру, що передував буровим роботам (рис. 11).
Виділена нафтогазоперспективна ділянка підтвердилась бурінням св. Суб�
ботіна�403. Виконані нами біо�літо�сейсмостратиграфічні, структурно�тек�
тонічні побудови дозволили обґрунтувати стратиграфічну модель св. Субботіна,
виділити продуктивні стратиграфічні комплекси, уточнити геологічну будову
Прикерченського шельфу (рис. 12).
За структурно�тектонічними, стратиграфічними, літолого�фаціальними, се�
диментологічними, сейсмо�геологічними, термометричними, газогеохімічними,
кореляційними критеріями нафтогазонакопичення отримано нові дані про вік,
літологічний склад, товщини та глибини залягання прогнозних продуктивних го�
ризонтів. Було доведено, що бурінням розкриті тільки неогеновий, майкопський,
еоценовий продуктивні комплекси. Основний продуктивний комплекс Південної
нафтогазової провінції — палеоценовий — не було розкрито. Перспектива нафто�
газоносності структури Субботіна за стратиграфічними критеріями пов’язується з
відкладами нижньої і верхньої крейди, палеоцену, еоцену, олігоцену (майкоп�сь�
кий олігоцен�нижньоміоценовий формаційний комплекс), неогену. Оцінка
перспективних ресурсів категорії С3, що проведена ЛВ УкрДГРІ, сягає 10,8 млрд м3
газу в майкопських та палеоценових , що не розкриті свердловиною 403.
На структурах, де відсутнє глибоке буріння, СТАГД є єдиною прямою техно�
логією, за якою ґрунтовно доводиться нафтогазоперспективність. Підтверджен�
ням цьому є проведені нами роботи на трьох полігонах на прикерченському
шельфі та континентальному схилі Східночорноморської западини: Північному,
спостереження в межах якого були виконані в 2002—2003 рр. за мережею 2,5 H 2,5 км;
Центральному, спостереження в межах якого були виконані в 2013 р. в основному за
мережею 4,5 H 3,5км (за винятком ділянки структури Глибока, де вона склала 2 H 3км)
та Південному (структура Палласа), де в 2013 р. було відпрацьовано рекогно�
сціювальну мережу спостережень 4 H 5км. З метою ув’язки даних спостережень Пів�
нічний та Центральний полігони перекривались, дещо згущуючи мережу
станцій (рис. 13).
Встановлено подібність особливостей розподілу структурно�термо�газогео�
хімічних параметрів в межах значної частини Центрального та Північного полі�
гонів, які в подальшому об’єднані в єдину ділянку (рис. 14). Винятком стала
структура Глибока в межах Центрального полігону, що розглядається окремо, зва�
жаючи на особливості розподілу газогеохімічних показників, високої густоти ме�
режі спостережень, геологічної будови. Обґрунтованим є визначення Глибокої
структури як однієї з перших в рейтингу нафтогазоперспективних об’єктів Кер�
ченсько�Таманського шельфу.
Третім полігоном є структура Палласа, розташована на континентальному
схилі північно�східної акваторії Чорного моря. Визначення перспектив нафтога�
зоносності базувалось на використанні інформації з газогеохімічних, термомет�
ричних та еманаційних параметрів. Було отримано інформацію щодо температури
донних відкладів (T) та розподілу в придонному шарі води насичених вуглеводнів:
метану (СН4), етану (С2Н6), пропану (С3Н8), ізобутану (C4H10), бутану (nC4H10),
ізопентану (C5H12), пентану (C5H12), гексану (C6H14); ненасичених вуглеводнів:
етилену (С2Н4), пропілену (С3Н6); радону (Rn), вуглекислого газу. Було визначено
кореляційні зв’язки між вуглеводнями, побудовано карти розподілу концентрацій
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
44
суми вуглеводнів, радону та розподілу температури донних відкладів. За результа�
тами СТАГД виділено низку перспективних ділянок та обґрунтовано перспективи
їх газонафтоносності.
Інтерпретація результатів сейсморозвідувальних робіт зробила можливим з
високою достовірністю визначити перспективні контури в межах локальних
структур навіть за відсутності густої мережі спостережень. Це підтвердило
доцільність застосування СТАГД на попередніх стадіях пошуків вуглеводнів з ме�
тою підвищення надійності прогнозу локальних, полігонних досліджень.
Висновки
Технологія СТАГД забезпечила комплексне рішення проблеми
прогнозування та пошуків вуглеводнів, метанонасичених формацій на континен�
тальному схилі Чорного моря. Відтворено детальну геологічну будову структур, їх
тектонічну, стратиграфічну, літо�фаціальну та сейсмогеологічну позиції. За
інтерпретацією регіональної геологічної інформації за комплексом геофізичних,
зокрема сейсморозвідувальних, стратиграфічних, літологічних, геоструктурних
даних, визначенням термоатмогеохімічних закономірностей доведено прогнозні
перспективи досліджених районів. Показано стратиграфічну приуроченість про�
дуктивних формаційних комплексів в осадовому чохлі.
За сейсмічними даними досить детально розшифровано будову мезокайно�
зойського осадового комплексу північно�західного шельфу, континентального
схилу та бортів Західночорноморської западини, прикерченського шельфу, запади�
ни Сорокіна та інших геоструктурних елементів Східночорноморської западини.
За біо�літо�сейсмо�стратиграфічними даними доведено, що на шельфах, конти�
нентальному схилі та глибоководних улоговинах Західно� і Східночорноморської
западин стратиграфічна структура мезокайнозою подібна. В цих регіонах виділено
місцеві (світи, підсвіти, товщі), регіональні (регіояруси) підрозділи, які кореспон�
дуються з прилеглими регіонами як на локальному, так і регіональному рівнях, що
доведено виконаними кореляційними побудовами. Це дозволило уточнити гео�
логічну будову та охарактеризувати основні нафто�газоносносні комплекси крей�
дових, палеогенових і неогенових відкладів. Створено регіональну стратиграфічну
схему континентального схилу Чорного моря.
Особливий акцент зроблено на уточненні розломно�блокового каркасу, який
обумовлює структурний план розміщення перспективних ділянок та активно
впливає на формування пасток ВВ.
Для обґрунтування перспектив нафтогазоносності за тектонічними показни�
ками використано сучасні та палеоструктурні плани, схеми розривних порушень,
виділено зони переривів, некомпенсованого прогинання дислокованих розрізів,
що пов’язані з дислокаціями і флюїдогенними деформаціями.
За термометричними і газогеохімічними дослідженнями складено карти
полів приповерхневого розвантаження флюїдогазових потоків — вільних ВВ,
гелію, водню, радону та температурних показників. Виділено ділянки аномаль�
них значень газогеохімічних індикаторів, що характеризують зони підвищеної
проникності і неотектонічної активності, поля їх фонових значень, які відповіда�
ють блокам із сучасними умовами відносної геодинамічної стабільності, сприят�
ливими для формування покладів ВВ. Виявлено складний (азональний) характер
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Й. Войцицький, Н.В Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
45
розподілу атмогеохімічних і температурних аномалій, який є типовим для тек�
тонічних вузлів з дрібноблоковою структурою, що необхідно враховувати при
постановці пошуково�розвідувальних робіт.
З’ясовано закономірності просторового розподілу термометричних і газогео�
хімічних аномалій придонної води континентального схилу Чорного моря як
важливої складової системного комплексу СТАГД, визначено критеріальні озна�
ки нафтогазоносності і флюїдопроникності.
Виконання цих задач стало можливим завдяки спеціально розробленому
пробовідбірнику�дегазатору для робіт у глибоководних умовах без обмеження
глибини зондування.
Показано переваги СТАГД для отримання рекомендацій щодо виявлення
флюїдопроникних зон, гідродинамічних типів родовищ ВВ на континентальному
схилі та в глибоководних улоговинах для картування вуглеводневих покладів, які
можуть бути пов’язані з руслами прарічок і каньйонів, що практично перетина�
ють увесь континентальний схил Східно� та Західночорноморської западин.
Застосування методики СТАГД в Азово�Чорноморському регіоні довело, що
за відсутності даних буріння неоднозначної інтерпретації сейсмо�геологічних ма�
теріалів та термометричні та газо�геохімічні показники практично є єдиним
інструментом прогнозування перспективних ділянок.
Застосування технології СТАГД як складової частини загального комплексу
пошуково�розвідувальних робіт на ВВ в морських акваторіях, і на значних глиби�
нах зокрема, на попередніх стадіях пошуків вуглеводнів підвищить надійність
прогнозу локальних перспективних об’єктів, допоможе раціональному роз�
міщенню сейсморозвідувальних профілів та свердловин.
А основне, ця технологія сприяє оперативному, маловитратному прогнозу�
ванню перспективних вуглеводневих об’єктів на всіх стадіях від пошуків до їх
експлуатації в різних батиметричних зонах морського басейну. Крім того, техно�
логія СТАГД сприятиме вирішенню фундаментальної проблеми міграції вуглевод�
невих газів, зокрема метану, та реалізації, за комплексом критеріїв, висновків що�
до вуглеводневої перспективності Південного нафтогазоносного регіону України.
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1. Багрій І. Д. Прогнозування вуглеводневих покладів на континентальному схилі західно�
чорноморської западини (за атмогеохімічними та температурними даними). // Геол. журн. —
2010. — № 1. — С. 66—76.
2. Багрій І.Д. Розробка геолого�структурно�термо�атмогеохімічної технології прогнозування
пошуків корисних копалин та оцінки геоекологічного стану довкілля — К.: Логос, 2013. —
516 с.
3. Геворкьян В.Х. Газогидраты — топливо ХХI века // Геодинамика и нефтегазоносные струк�
туры Черноморско�Каспийского региона: Тез. докл. IV Междунар. конф. «Крым�2002». —
Симферополь: Форма, 2002. — С. 39—40
4. Герасимов М.Е., Бондарчук Г.К., Федорук В.Ф., Стасула В.Н. Новые данные сейсморазведки
МОГТ — основа современных представлений о глубинном строении юга Украины //
Тектоника и нефтегазоносность Азово�Черноморского региона в связи с нефтегазонос�
ностью пассивных окраин континентов // Материалы. 1 Междунар. конф. — Симферо�
поль, 2000. — С. 39—40.
5. Гожик П. Ф., Багрій І. Д., Войцицький З. Я. та ін. Геолого�структурно�термо�атмо�геохімічне
обгрунтування нафтогазоносності Азово�Чорноморської акваторії. — К.: Логос, 2010. — 419 с.
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
46
6. Гожик П. Ф., Краюшкин В. А., Клочко В. П. К проблеме промышленного освоения черномор�
ских газогидратов в прибрежье Украины. // Геол. журн. — 2004. — № 2. — С. 7—20.
7. Гожик П.Ф., Багрій І.Д.., Знаменська Т.О., Маслун Н.В. та ін. Геолого�термо�атмо�геохімічні
передумови вуглеводневої перспективності континентального схилу Західночорноморської
западини // Геол. журн. — 2008. —№ 3 — С. 95—107.
8. Гожик П.Ф., Маслун Н.В., Іванік О.М., Клюшина Г.В. Стратиграфія кайнозою Чорноморської
нафтогазоносної провінції України // Біостратиграфічні основи побудови стратиграфічних
схем фанерозою України: Зб. наук. пр. ІГН НАН України. — К., 2008. — С. 125—137.
9. Гожик П.Ф., Маслун Н.В., Плотнікова Л.Ф. та ін. Стратиграфія мезокайнозойських
відкладів північно�західного шельфу Чорного моря. — К., 2006. — 171 с.
10. Гожик П.Ф., Шнюков Е.Ф., Краюшкин В.А., Клочко В.П. В трех шагах от субмаринной добы�
чи газогидратов // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2007. — № 1. —
С. 32—51.
11. Лукин А. Е. О роли процессов газогидратообразования в формировании нефтегазоносных
бассейнов. // Геол. журн. — 2007. — № 2. — С. 7—29.
12. Макогон Ю. Ф. Газогидраты Черного моря. // Нафта і газ України. Матеріали 9�ї Міжнарод�
ної науково�практичної конференції «Нафта і газ України — 2013». — Л.: «Центр Європи». —
2013. — С. 174—175.
13. Макогон Ю. Ф. Газогидраты. История изучения и перспективы освоения. // Геология и по�
лезные ископаемые Мирового океана. — 2010. — № 2. — С. 5—21.
14. Маслун Н.В., Андреєва�Григорович А.С., Иванік М.М. та ін. Біостратиграфічне обґрунтуван�
ня розчленування кайнозойських відкладів прикерченського шельфу Чорного моря //
Проблеми палеонтології та біостратиграфії проте�розою і фанерозою України: Зб. наук. пр.
ІГН НАН України. — К., 2006. — С. 172—179.
15. Маслун Н.В., Иноземцев Ю.И., Оровецкий Ю.Ю. Нижнекайнозойские отложения Крымско�
го континентального склона Черного моря (результаты 37 рейса НИС «Академик Вернад�
ский»). — Киев, 1989. — 36 с. — (Препр. / АН УССР. Ин�т геол. наук; 89—13).
16. Маслун Н.В., Іванік М.М., Цихоцька Н.Н., Клюшина Г.В. Детальна стратифікація майкоп�
ських відкладів північно�західного шельфу Чорного моря // Біо�стратиграфічні критерії
розчленування та кореляції відкладів фанерозою України. — К., 2005. — С. 153—159.
17. Мельник В.И. Подводные каньоны Черного моря // Геол. журн. — 1986. —Т. 46. — № 6. —
С. 72—79.
18. Пасинков А.А. Морфоструктурне районування Азово�Чорноморського басейну України та
перспективи освоєння регіону. // автореф. дис. д�ра геол. наук : 04.00.10 / Пасинков Ана�
толій Андрійович ; Нац. акад. наук України, Ін�т геол. наук. — К., 2013. — 40 с.
19. Паталаха Е.И., Трофименко Г.Л, Трегубенко В.И., Лебедь Н.И. Проблема краевых прогибов
и прогноз углеводородов. — Киев: ЭКМО, 2002. — 251 с.
20. Самарська О.В., Полухтович Б.М., Тарковський В.Ю. Палеорусла — основний тип пасток вуг�
леводнів у майкопській товщі Керченського півострова та прилеглих акваторій // Нафта і
газ України — 2000: Матеріали 6�ї міжнар. конф. — Івано�Франківськ, 2000. — С. 321—232.
21. Самсонов В. И., Чумак О. М. О «прямых» признаках нефтегазоносности Черноморской ак�
ватории // Нафта і газ України: Матеріали 8�ї Міжнар. наук.�практич. конф. «Нафта і газ
України�2004» (Судак, 29 вересня�1 жовтня 2004р.). — К.: Центр Європи, 2004. — Т. 1. —
С. 242—244.
22. Семененко В.Н. Гурийский этап развития Азово�Черноморского бассейна // Геол. журнал. —
2003. — № 2. — С. 7—22.
23. Соколов В. А. Геохимия природных газов. — М.: Недра, 1971. — 333 с.
24. Шнюков Е. Ф., Коболев В. П., Пасынков А.А. Газовый вулканизм Черного моря / Е. Ф. Шню�
ков, В. П. Коболев, А. А. Пасынков. — К.: Логос, 2013. — 384 с.
25. Шнюков Е. Ф., Щербаков И. Б., Шнюкова Е. Е. Палеоостровная дуга севера Черного моря. —
Киев, 1997. — 288 с.
26. Шнюков Е.Ф. Грязевые вулканы Черного моря как поисковый признак газогидратов метана //
Литология и полезные ископаемые. — 2013. — №2. — С.119—127.
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
І.Д. Багрій, З.Й. Войцицький, Н.В Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксьом, М.Ю. Грига
47
27. Шнюков Е.Ф. Пасынков АЛ., Маслаков Н.А. Черное море — зона активной глубинной дега�
зации // Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей: Тез. докл. Междунар. на�
уч.�техн. конф. — Геленджик, 2004. — С. 9—12.
28. Шнюков Е.Ф., Григорьев А.В., Маслун Н.В. и др. Мезозойские и кайнозойские отложения юж�
ного континентального склона Черного моря // Геол. журн. — 1991. — № 2. — С. 123—129.
29. Шнюков Е.Ф., Клещенко С.А., Авилов В.И. и др. Газовые аномалии в донных осадках северо�
запада Черного моря // Геологія i геохімія горючих копалин. — 1993. — № 4. — С. 7—9.
30. Шнюков Е.Ф., Коболев В.Н. Струйные газовыделения дна Черного моря — уникальный сре�
дообразующий экологический и ресурсный феномен// Геология и полезные ископаемые
Мирового океана. — 2013. — №3. — С.134—140
31. Шнюков Е.Ф., Пасынков А.А., Клещенко С.А. и др. Газовые факелы на дне Черного моря. —
Киев, 1999. — 133 с.
32. Шнюков Е.Ф., Старостенко В.И., Гожик П.Ф. и др. О газоотдаче дна Черного моря // Геол.
журн. — 2001. — № 4. — С. 7—14.
Статья поступила 10.10.2014
И.Д .Багрий, З.И .Войцицкий, Н.В. Маслун, У.З. Науменко, С.Д. Аксем, М.Ю. Грига
КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОЛОГО�СТРУКТУРНО�ТЕРМО�АТМО�ГЕОХИМИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ — ИНСТРУМЕНТ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И ПОИСКОВ
УГЛЕВОДОРОДОВ И МЕТАНОГИДРАТОВ НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ
СКЛОНЕ ЧЕРНОГО МОРЯ
Обоснована целесообразность применения термо�атмо�геохимических исследований при по�
исках углеводородов и метаногидратов на континентальном склоне Черного моря. Приведены
результаты системного анализа структурно�тектонических, литолого�стратиграфических, гео�
химических, геотермических методов, критериев и их комплексное применение при определе�
нии нефтегазоносности локальных объектов.
Ключевые слова: Черное море, углеводороды, структурно�термо�геохимические исследования,
флюиды.
I.D. Bagriy, Z.Y. Voytsitsky, N.V. Maslun, U.Z. Naumenko, S.D. Aksеm, M.YU. Griga
INTERDISCIPLINARY GEOLOGICAL�STRUCTURAL�THERMO�ATMOGEOCHEMICAL
RESEARCHES — A TOOL FOR PROGNOSING AND SEARCHING FOR HYDROCARBONS
AND METHANE HYDRATES ON THE CONTINENTAL SLOPE OF THE BLACK SEA
The expediency of the use of thermo�atmo�geochemical researches in the searches for hydrocarbons
and metanogіdrates on the continental slope of the Black Sea is based. The results of the system analy�
sis of structural�tectonic, lіtologis�stratigrafіcal, geochemical, geotermіc methods, criterias and their
application in determining the oil and gas potential of local objects are shown.
Key words: Black Sea, hydrocarbons, structural�thermal�geochemical research, fluids.
ISSN 1999�7566. Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2014. № 4
Комплексні геолого�структурно�термо�атмогеохімічні дослідження
|