ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 551.351.2:553.981/.982 © Коллектив авторов, 2015
Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы на территории п-ова Крым и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей1
В.Ю. Керимов, д.г.-м.н.,
Р.Н. Мустаев, к.г.-м.н.,
У.С. Серикова, к.т.н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина),
Е.А. Лавренова, к.г.-м.н.,
М.В. Круглякова, к.г.-м.н.
(Научно-технический Центр «АСАП»)
Адреса для связи: vagif.kerimov@mail.ru r.mustaev@mail.ru
Ключевые слова: Азовское море, Черное море, Крым, генерационно-аккумуляционные углеводородные системы, численное бассейновое моделирование, нефтегазоматериские толщи, геологические риски.
Hydrocarbon generation-accumulative system on the territory of Crimea Peninsula and adjacent Azov and Black Seas
V.Yu. Kerimov, R.N. Mustaev, U.S. Serikova
(Gubkin Russian State University of Oil and Gas, RF, Moscow),
E.A. Lavrenova, M.V. Kruglyakova
(Research and Development Centre ASAP, RF, Gelendzhik)
E-mail: vagif.kerimov@mail.ru, r.mustaev@mail.ru
Key words: Azov Sea, Black Sea, Crimea, hydrocarbon generation and accumulation system, numerical basin modeling, source rocks, geological risks.
According to the results of basin analysis and modeling the Paleozoic, Meso-zoic and Cenozoic hydrocarbon generation-accumulative system on the peninsula of Crimea and adjacent waters of the Azov and Black Seas determined the probability of petroleum charge that can provide filling traps in the study area. Potential source rocks sequences projected in the sediments of the transient formation (Paleozoic) and a cover slab (Cretaceous). The studies allowed to identify patterns of distribution of hydrocarbon accumulations and perform forecast oil and gas prospects in the Crimea and adjacent waters of the Azov and Black Seas.
Для исследования генерационно-аккумуляцион-ных углеводородных систем (ГАУС) были обобщены геолого-геофизические и геохимические данные, проанализированы признаки нефтегазонос-ности осадочного разреза п-ова Крым, прилегающих акваторий Азовского и Черного морей, использовались результаты численного бассейнового моделирования. На основании этих результатов на указанных территориях выделены палеозойские, мезозойские и кайнозойские генерационно-аккумуляционные углеводородные системы и определены вероятные очаги генерации углеводородов, которые могут обеспечить наполнение ловушек (рис. 1).
Выполненные работы позволили установить области распространения вероятных и гипотетических углеводородных систем в отложениях переходного комплекса и осадочного чехла. Численное бассейновое моделирование показало, что одна из впадин палео-шельфа палеозойского бассейна, расположенная в Се-веро-Азовском прогибе, является очагом генерации, следовательно, аналогичная впадина в пределах равнинного Крыма (см. рис. 1, а) также может рассматриваться в этом качестве.
Месторождения и газопроявления в породах мелового возраста, обнаруженные в равнинной части Крыма (Оленевское, Задорненское и др.), его северо-
западном шельфе (Штормовое и др.), вероятнее всего, генетически связаны с крымским «меловым» очагом генерации. Газопроявления в триасе, установленные в центральной и восточной частях акватории Азовского моря (Электроразведочная, Бейсугская площади), сформированы в результате вертикальной миграции из северо-азовского очага генерации палеозойского возраста, что подтверждается результатами численного бассейнового моделирования (см. рис. 1, б).
Что касается кайнозойских нефтегазопроявлений, то, за исключением месторождений Индоло-Кубанско-го прогиба, все они образованы в результате вертикальной миграции из очагов в мезозойских и палеозойских отложениях. На это указывают отсутствие потенциальных нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) в кайнозойских отложениях к северу от Индоло-Кубан-ского прогиба и горного сооружения Крыма, неблагоприятные палеогеографические условия палеобассей-нов, а также насыщение сразу нескольких разновозрастных интервалов разреза перспективных поднятий (месторождения Голицина, Оленевское, Задорненское, Электроразведочная площадь и др.). Например, на месторождении Голицина продуктивные горизонты выявлены в палеозое, мезозое и кайнозое. Вместе с тем следует уточнить генерационный потенциал кайнозойского очага генерации, расположенного в Каркинит-
1Исследования проведены при финансовой поддержке Минобрнауки России в рамках Задания № 5.1661.2014^ на выполнение научно-исследовательской работы в рамках проектной части государственного задания в сфере научной деятельности.
Рис. 1. Палеозойские (а), мезозойские (б) и кайнозойские (в) ГАУС северо-запада Скифской плиты:
границы палеозойских ГАУС: 1 - по результатам трехмерного бассейнового моделирования, 2 - предполагаемые по результатам бассейнового анализа; 3 - очаги палеозойских ГАУС; 4 - перспективные поднятия; 5, 6, 7 - нефтегазопроявления соответственно в палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложениях
ском заливе, который может служить дополнительным источником углеводородов на западном шельфе Крыма (см. рис. 1, в). Проведенный анализ позволяет ожидать в палеозойской части переходного комплекса появления нефтематеринских пород (скорее всего каменноугольного возраста), представленных глинами или глинистыми сланцами, содержащими от 1 до 3 % органического вещества, и смешанный (II-III) тип ке-рогена по классификации Тиссо и Вельте.
С конца палеозоя до конца юры морской бассейн отступал на юг, и северные области Азовского моря и Крыма представляли собой сушу - высокие и низкие равнины, а также низменности, периодически затапливаемые морем. В это время условия для формирования потенциальных очагов генерации углеводородов существовали только к югу от Азовского вала, где прогнозируется накопление отложений триаса и средней юры с удовлетворительными нефтегазоматеринскими свойствами. Судя по материалам публикаций, например работы [1], содержание органического вещества Сорг в триасовых потенциально нефтегазоносных материнских толщах может составлять от 1 до 1,5 %, тип
керогена - II/III; в нижне-среднеюрских потенциально нефтегазоматеринских отложениях Сорг = 1 - 2,5 % при типе керогена II/III.
В меловой период морской бассейн постепенно расширял свои границы на север, захватив южную часть Восточно-Европейской платформы, а также на запад и восток. Начиная с апта, он проникает в зону североазовских прогибов. В результате в центральной части современной акватории обособился Большой Азовский остров. В Крыму депоцентр нижнемелового бассейна располагался в районе с. Новоселово и Джанкоя, где накопились значительные (более 1 км) отложения, из которых нижнемеловые отложения представлены в основном терригенными фациями: глинами, песчаниками, алевролитами. В крымских разрезах также присутствуют мергели.
На протяжении позднемелового времени палеогеографическая обстановка практически не менялась, только в конце маастрихта произошла обширная регрессия. В пределах современной акватории Азовского моря она сопровождалась деформациями, в том числе складкообразованием, а в Крыму выразилась в смещении относительно глубоководной области бассейна в западную часть Крымского п-ова. В составе отложений в пределах всего позднемелового бассейна увеличилась доля карбонатов.
По мнению многих исследователей, генерационный потенциал меловых отложений кавказско-скифского региона оценивается весьма скромно, главным образом из-за невысокого содержания и типа органического вещества. В работе [1] отмечается, что барремские, аптские и альбские глины, глинистые известняки содержат кероген II/III типа. Содержание органического вещества в породах изменяется от 0,1 до 2,8 % и в среднем составляет 0,8 %. В верхнемеловых карбонатах Сорг = 0,02 - 2,8 % при среднем 0,37 %. Более высокие значения Сорг связаны с аргиллитами альба (см. таблицу). Для глин и аргиллитов неокома, отобранных из обнажений южного склона Большого Кавказа, Сорг = 0,07 - 2,11 %, водородный индекс HI = 50 - 134 мг УВ/г Сорг, генерационный показатель (S1+S2) = 0,4 -0,7 кг УВ/т породы [1]. На этом фоне выделяются пограничные сеноман-туронские отложения, представленные так называемым «темным флишем», характеризующимся уменьшением доли известняков в составе циклов. Эти породы изучены в разрезах п-ова Крыма (район г. Бахчисарая) и Кавказа (район г. Новороссий-
Возраст отложений С„рГ, % Тип керогена
Палеозой 1-3 II-III
Триас 1-1.5 II-III
Юра 1-2.5 II-III
Мел 0.8 II-III
Мел (темный флиш) 6-10 II
Майкоп 1-18 II-III
Палеоцен <1 III-IV
ска) и отличаются высоким (до 10 %) содержанием органического вещества.
Наличие мелового относительно глубоководного бассейна в равнинном Крыму с учетом приведенных данных об органическом веществе позволяет прогнозировать потенциальный очаг генерации углеводородов с НГМТ в сеноман-туронских отложениях.
В палеоцене-эоцене по сравнению с верхним мелом изменяется литофациальный состав отложений. Преимущественно карбонатные и карбонатно-глинистые породы сменяются карбонатно-песчано-глинистыми с преобладанием песчано-алевритовых разностей, и лишь на юге значительная часть разреза представлена песчано-карбонатными глинами и песчанистыми мергелями. В пределах акватории Азовского моря морфологический профиль бассейна практически не изменяется, а в Крыму глубоководные области, унаследованные с мелового периода, постепенно нивелируются.
Палеоценовые отложения региона не относятся к категории нефтегазопроизводящих и характеризуются невысоким Сорг (не более 1 %), низким качеством исходного керогена (III/IV тип) и, как следствие, малыми величинами генерационного потенциала (около 1 кг УВ/т породы) [2].
Кумская свита среднего эоцена (бартонский ярус), широко развитая в пределах континентальной части Крымско-Кавказского региона, рассматривается в качестве потенциально нефтегазопроизводящей. Однако палеогеографические обстановки палеобассейна в пределах Крыма и Азовского моря не способствовали формированию больших НГМТ. По мнению Л.Р. Дис-тановой [4], кумские отложения здесь приобретают светлую окраску и низкую битуминозность, что связано с их
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.