Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба и вала Шатского

Мейснер, Алексей Леонидович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба и вала Шатского
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба и вала Шатского"

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ М.В.

ЛОМОНОСОВА

На правах рукописи

004601073 Мейснер Алексей Леонидович У /

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТУАПСИНСКОГО ПРОГИБА И ВАЛА

ШАТСКОГО

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2010

/1 " ' Г Г

, I <-4 к к I ЫЫ

004601073

Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова

Научный руководитель

кандидат геолого-минералогических наук, доцент Крылов Олег Владимирович

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, Обухов Александр Николаевич

кандидат геолого-минералогических наук Горшков Александр Серафимович

Ведущая организация: ОАО «СОЮЗМОРГЕО»

Защита состоится 14 апреля 2010 года в 14 ч. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 501.001.40 при Московском государственном университете им. М.В. Ломоносова: по адресу: 119899 г. Москва, Ленинские горы, ГСП-2, МГУ, геологический факультет, аудитория № 608.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке геологического факультета Московского государственного университета, сектор «А», 6 этаж.

Автореферат разослан 10 марта 2010 года

Ученый секретарь

диссертационного совета Карнюшина Е.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Туапсинский прогиб и вал Шатского расположены в северовосточной части Черного моря, в пределах континентального склона и абиссальной равнины Черноморской глубоководной котловины и являются перспективными для поисков залежей углеводородов.

Инфраструктура российской береговой полосы Черного моря хорошо развита. К российскому берегу Черного моря подходит несколько магистральных трубопроводов: нефтепроводы (Западная Сибирь - Куйбышев-Новороссийск; Грозный-Туапсе); газопроводы (Закавказье-Центр; Армавир-Туапсе; Ростов-Новороссийск).

По дну Черного моря от берега России до Турции проходит действующий газопровод «Голубой поток». Планируется прокладка трубопровода «Южный поток». Транспортный комплекс имеет стратегическое значение для страны в осуществлении внешнеэкономической деятельности, обслуживая треть Российского нефтеэкспорта. В Черном море благоприятны климатические условия для поисков и разведки месторождений углеводородов при условии строгого соблюдения международных экологических норм.

Цель и задачи исследований. Целью работы является изучение особенностей геологического строения и условий осадконакопления Туапсинского прогиба и вала Шатского й прогноз нефтегазоносности этих структур.

Для достижения этой цели решались следующие основные задачи:

- изучение характера сочленения Большого Кавказа, Туапсинского прогиба, вала Шатского и Восточно-Черноморской впадины;

- выявление наиболее важных особенностей структуры осадочного чехла Туапсинского прогиба и вала Шатского;

- реконструкция условий осадконакопления в мезозое и кайнозое

- обоснование перспективных комплексов, выделение и изучение зон возможного нефтегазонакопления, базирующиеся на результатах изучения особенностей структуры и условий осадконакопления.

Научная новизна. На основании переинтерпретации и обобщения данных сейсморазведки и магнитометрии, а также анализа и обобщения геолого-геофизических данных по прилегающей суше, составлена наиболее полная, из опубликованных к настоящему времени, карта структурно-тектонического районирования Восточно-Черноморского региона. На карте с максимальной точностью, которую позволили доступные для изучения материалы, изображены контуры основных тектонических элементов региона и внутренняя структура вала Шатского и Туапсинского прогиба.

- Впервые сделан вывод, что разлом вдоль южного склона вала Шатского начал формироваться не позднее средней юры. Предполагается, что этот разлом, в который внедрялись магматические породы средней юры, возник на этапе деструкции морского продолжения Закавказской плиты и рифтообразования в Восточно-Черноморской впадине.

- сделан прогноз вещественного состава осадочного чехла мезозойских и кайнозойских отложений в Туапсинском прогибе и на валу Шатского и рассмотрены основные этапы формирования этого чехла с позднеюрского по четвертичное время.

- уточненная автором тектоническая основа позволила постороить новую карту нефтегазогеологическое районирование, на которой выделены зоны возможного нефтегазонакопления. Обосновано, что разлом вдоль южного края склона вала Шатского является каналом вертикальной миграции углеводородов.

Практическое значение. Выделены зоны возможного нефтегазонакопления, перспективные для поиска залежей УВ.

Тектоническая карта, схемы условий осадконакопления позднеюрского, среднеэоценового, позднесарматского и верхнеплиоценового времени и карта

перспектив нефтегазоносности являются основой для дальнейшего планирования работ с целью увеличения минерально-сырьевой базы Российской Федерации в части запасов нефти и газа за счет ресурсов углеводородов в глубоководной акватории Черного моря. В работе защищаются следующие положения:

1) Юго-западный склон вала Шатского осложнен разломом, время заложения которого не позднее средней юры.

2) Установлено продолжение в море и влияние на структуру Туапсинского прогиба и вала Шатского поперечной Туапсинской флексурно-разломной зоны.

3) Основным каналом вертикальной миграции углеводородных флюидов на валу Шатского являлся разлом, проходящий вдоль юго-западной границы вала.

4) В Туапсинском прогибе и на валу Шатского выделены и закартированы зоны возможного нефтегазонакопления, которые конкретизируют направления дальнейших поисково-разведочных работ.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 3 научных статьях, в том числе в реферируемом ВАК журнале «Вестник московского университета». Лично автором и в соавторстве по теме работы делались доклады на международном совещании в г.Геленджике, Россия, 2001, на международном совещании в г.Гурзуфе, Украина, 2003, на конференции молодых ученых МГРИ, Москва, 2004, на конференции ААРО в Афинах, Греция, 2007, Всероссийской конференции, посвященной 20 - летию Института проблем нефти и газа РАН, Москва, 2007, на конференции во ВНИГРИ, С-Петербург, 2008 г. Автор учавствовал в работе над научным отчетом ГНЦ «Южморгеология», 2002, который был подготовлен по государственному заказу и передан в Министерство Промышленности, Науки и. Технологий РФ.

Фактический материал. Основным первичным материалом, который анализировался в процессе выполнения данной работы, являются сейсморазведочные разрезы ОГТ (метод общей глубинной точки). Объем

изученных и переинтерпретированных автором сейсморазведочных данных составил 11 ООО пог. км. Также автором были собраны на грязевых вулканах Таманского полуострова и в Абинском кернохранилище 25 образцов пород палеоген-неогена. Из которых все 25 были изучены в лабораторных условиях и описаны в шлифах. Кроме того, привлекались опубликованные данные геологической съемки ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и магнитометрических работ, проведенных в Черном море. Использовались материалы по грязевым вулканам и нефтегазопроявлениям в Черном море, полученные в рамках исследований по программе «Плавучий университет» (научный руководитель М.К. Иванов) и данные по нефтегенерационному потенциалу, опубликованные O.K. Баженовой, Н.П. Фадеевой, М. Сен-Жермес, Ю.А. Петриченко, Е.В. Козловой, В.Н. Блиновой и др. По суше анализировались и обобщались опубликованные материалы по стратиграфии, литологии, тектонике, магматизму и истории развития западной части Закавказской плиты, Западного Кавказа, Горного Крыма, Скифской плиты.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из 191 страницы и включает введение, пять глав и заключение, иллюстрирована 43 рисунками, содержит 8 таблиц. Список литературы содержит 133 наименования. Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность и признательность научному руководителю доценту кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых О.В. Крылову, а также зав. кафедрой, профессору М.К. Иванову, старшему научному сотруднику Н.П. Фадеевой за консультации, помощь и поддержку при подготовке диссертации. В период работы над диссертацией неоценимую помощь и поддержку оказала безвременно ушедшая из жизни профессор O.K. Баженова. Автор также искренне благодарен геологам и геофизикам ГНЦ «Южморгеология», где он, с их помощью, начал изучение геологии и нефтегазоносности Черного моря. Полезные консультации и советы

были получены от академика РАЕН Ю.К. Бурлина и зав. кафедрой исторической геологии, профессора A.M. Никишина. Автор благодарен профессору университета штата Юта (США) М. Немчоку за участие и помощь в проведеннии исследований. Отдельную благодарность автор выражает генеральному директору ведущей организации ОАО «СОЮЗМОРГЕО» доктору геолого-минералогических наук Б.В. Сенину и официальным оппонентам, доктору геолого-минералогических наук А.Н. Обухову и кандидату геолого-минералогических наук A.C. Горшкову. Большое спасибо всему коллективу кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ, особенно А.Н. Гусевой, Е.Е. Карнюшиной, C.B. Фролову, Н.Ш. Яндарбиеву, E.H. Полудеткиной, К.А. Ситар, Т.Р. Месхи, Э.Ю. Сусловой за дискуссии, консультации и советы, которые помогли при написании данной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Глава 1. Обзор геолого-геофизических исследований 1.1 Геолого-геофизические работы, выполненные в Черном море

Геологическое изучение Черного моря можно разделить на четыре этапа. Первый этап охватывает период с конца 19 века до середины 50-х годов 20 века, когда исследователи в своих выводах о строении морей опирались, в основном, на материалы геологического изучения суши.

Начало второму этапу, длившемуся с 1957 г. по 1972 г., положили работы Института океанологии АН СССР методом глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ). Проводились и магнитометрические исследования.

Отсчет третьему этапу можно вести с 1972 г., когда началось применение в Черном море сейсморазведки ОГТ. «Южморгеология» в период с 1978 г. по 1984 г. провела сейсморазведочные работы ОГТ и получила уникальные сейсмические разрезы до глубин 14-15 км через всю впадину моря, которые за четверть века широко распространились в научном мире. В 1974-1975 годах Институтом Океанологии АН СССР осуществлено драгирование

континентального склона в районе Геленджик-Новороссийск. С 1986 г. в Черном море развернулись работы по изучению по изучению грязевого вулканизма и скоплений газогидратов, проводившиеся ГНЦ "Южморгеология", МГУ, ВНИИокеангеология, Институтом геологических наук Украины и, в последние годы, сосредоточенные, преимущественно, в рамках программы ЮНЕСКО «Плавучий университет».

1.2 Геолого-геофизические работы в Туапсинском прогибе и на валу Шатского

С 90-х годов 20 века идет четвертый этап, который характеризуется возросшим интересом нефтяных компаний к Черному морю. В настоящее время в Туапсинском прогибе и на валу Шатского ведут поисковые работы на нефть и газ НК «Роснефть» и ООО «Черноморнефтегаз». В рамках региональных работ в Туапсинском прогибе и на валу Шатского ОАО «СОЮЗМОРГЕО» проведены сейсморазведочные работы с 240-канальным приемным устройством, а высокоточная грави-магнитометрическая съемка, геохимические исследования проб донных осадков, изучение теплового потока и геологическая съемка выполнены ГНЦ «Южморгеология». 1.3. Итоги геолого-геофизического изучения

Итогами проведенных исследований стали многочисленные издания, монографии, статьи, доклады на научных конференциях, альбомы карт и отчеты. Благодаря этим работам сложились основные представления о геологии и развитии Черноморского региона.

Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика 2.1 Стратиграфическое расчленение разреза осадочного чехла

Глубокого бурения в пределах рассматриваемой акватории не было. Основной метод изучения геологического разреза - сейсморазведка ОГТ. В кайнозойском осадочном выполнении Черноморской впадины Д.А. Туголесовым и др. в 1985 г. выделены пять сейсмических опорных отражающих горизонтов, возраст которых определен по привязке к береговым

скважинам: В - отвечает подошве квартера; I - подошве верхнего миоцена; 1а -кровле олигоцен-нижнего миоцена (майкопской серии); Па - кровле эоцена; Illa - кровле мела. Кроме того, на валу Шатского установлены сейсмические горизонты IV и V, приблизительно привязанные к кровле нижнего мела и кровле юры. Эти два горизонта прослежены с вала в Туапсинский прогиб.

2.2 Модель разреза осадочного чехла вала Шатского

Имеется принципиальное сходство среднеюрско-эоценовых разрезов западной части Закавказской плиты и Горного Крыма. В разрезах этих структур имеются такие породы-аналоги, как байосские магматические образования, батские угольные прослои, верхнеюрские рифовые известняки, альбско-сеноманские эффузивы, эоценовые нуммулитовые известняки. На это сходство было акцентировано внимание при прогнозе геологического разреза вала Шатского, который является структурным соединением между Закавказской плитой и Горным Крымом.

По аналогии с разрезами Абхазии и Западной Грузии можно прогнозировать на валу Шатского около 4-4.5 км юрских отложений. В нижней юре предполагаются глины и аргиллиты, в средней юре - терригенно-вулканогенные образования, в верхней юре - карбонатные отложения с рифами и лагунные отложения в титоне.

Мощность нижнемеловых карбонатных пород с прослоями альб-сеноманских эффузивов от 500 м на поднятиях до 2000 м во впадинах. Верхнемеловые известняки, на своде вала имеют мощность не более 200 м, а мергельно-известняковые отложения палеоцен-эоцена - не более 150 м.

Олигоцен-нижнемиоценовые (майкопские) слои глин продолжаются из Туапсинского прогиба, сильно уменьшаясь в мощности над валом. Их уже нельзя отнести к осадочным образованиям вала, так как они не облекают, а перекрывают вал. Верхнемиоцен-четвертичные отложения представлены, песчано-глинистой толщей с прослоями песчаников, мергелей.

2.3 Модель разреза осадочного чехла Туапсинского прогиба.

О литологии мезозоя Туапсинского прогиба можно судить только по одновозрастным отложениям Адлерской депрессии. Можно также предположить, что мезозойские образования Туапсинского прогиба и вала Шатского литологически близки. В прогибе возможно уменьшение вулканогенного материала в среднеюрских образованиях. Верхнеюрско-меловые отложения, вероятно, представлены известняками и мергелями с прослоями терригенного материала. Только в сеномане материал терригенно-вулканогенный. Палеоцен-эоценовые отложения сложены известняками и мергелями. Мощность майкопских глин достигает в Туапсинском прогибе и в Восточно-Черноморской впадине 5000 м. Вышележащий разрез сложен, преимущественно, глинами с прослоями алевролитов, песчаников и карбонатных отложений. В квартере мощная осадочная толща накопилась, в основном, в результате терригенной лавинной седиментации, свидетельством чему являются осадочные тела конусов выноса рек в разрезе .

Глава 3. Тектоника

3.1 Туапсинский прогиб

Туапсинский прогиб, расположенный, преимущественно, на континентальном склоне Черного моря с глубинами дна моря до 2 км, является краевым прогибом, образовавшимся на границе с горно-складчатым сооружением Западного Кавказа. Длина прогиба 270 км. Ширина около 40 км Крутой и имеющий большую амплитуду прикавказский борт Туапсинского прогиба вероятно нарушен взбросо-надвигом. На прикавказском борту сухопутного замыкания Туапсинского прогиба (в Адлерской депрессии) известен взбросо-надвиг амплитудой до 8 км, в котором породы палеоцен-эоцена и верхнего мела перекрывают мощную толщу майкопских отложений. В средней части прогиба, где северо-восточное крыло прогиба значительно круче и имеет большую амплитуду, амплитуда взбросо-надвига также должна увеличиваться, хотя сложные условия для изучения этой зоны сейсморазведкой не позволяют увидеть этот разлом отчетливо. Аналогичный

Ахтырский взбросо-надвиг давно выявлен на противоположном, северном склоне Западного Кавказа.

В прогибе присутствует мощная толща майкопских (олигоцен-нижнемиоценовых) глин. В пластичных майкопских глинах образовались складки нагнетания, вплоть до формирования ядер протыкания, т.е. диапиров. Длина отдельных складок в прогибе от 7 км до 35 км при ширине 3-4 км. Амплитуда складок по ориентировочно определенной на сейсмических разрезах поверхности среднего миоцена достигает 1,0-1.2 км.

Несколько условно складки Туапсинского прогиба можно разделить на три области. Первая область складок - Северная. Здесь сокращены в мощности или отсутствуют майкопские отложения. В Центральной области складки имеют самую большую амплитуду и наиболее отчетливо выражены ядра протыкания.' В ней максимальна мощность майкопских глин, но на сводах складок сильно сокращены в мощности среднемиоцен-плиоценовые отложения. В Южной области в сводах складках наибольшая, относительно двух других областей, мощность среднемиоцен-плиоценовых отложений.

Часть складок прогиба имеют юго-западную вергентность. Южные крылья складок часто срезаны разломами. Разломы к низу постепенно становятся более пологими, то есть являются листрическими. Поверхность подстилающих майкопские отложения пород является деколлементом, по которому происходит срыв майкопской складчатой толщи.

Выяснено, что юго-восточная граница наибольшего прогибания основания прогиба, образованного породами мезозоя и нижнего палеогена, ограничена флексурой, идущей в крест простирания прогиба. Флексура прослежена до берега, где она соединяется с поперечной Туапсинской флексурно-разломной зоной Западного Кавказа. Эта зона начала развиваться не позднее поздней юры. В структуре олигоцен-квартера происходит резкое сужение Туапсинского прогиба от 45 км северо-западнее флексуры до 30 км юго-восточнее ее. Кроме того, к юго-востоку от этого поперечного сужения в Туапсинском прогибе

складки становятся меньше. На поверхность дна здесь выходят миоценовые и плиоценовые породы, а северо-западнее флексуры развиты довольно мощные отложения квартера. 3.2 Вал Шатского

Вал Шатского - погребенное поднятие мезозойских и палеоцен-эоценовых пород, прослеживается на протяжении 460 км в от структур Закавказской плиты в Абхазии до олигоцен-миоценового прогиба Сорокина. Ширина вала около 60 км. Вал Шатского почти полностью находится в пределах современной глубоководной впадины. Северо-восточный склон вала пологий и погружается под мощные олигоцен-миоценовые глины Туапсинского прогиба. Юго-западный склон вала Шатского, обращенный к палеоген-среднемиоценовой Восточно-Черноморской впадине, крутой.

В восточной акватории давно выделена Алуштинско-Батумская зона магнитных аномалий /Шрейдер и др., 1997/, предположительно связываемая с внедрением интрузий основного и ультраосновного состава по разлому. /Маловицкий и др., 1972/. По данным сейсморазведки юго-западная флексура вала Шатского осложнена системой сбросов. Амплитуда флексуры составляет 2-3 км. Сопоставление данных магниторазведки и сейсморазведки показало, что пространственное положение системы сбросов совпадает с расположением наиболее интенсивных магнитных аномалий (рис. 1). Таким образом, удалось установить истинное положение предполагавшегося ранее разлома (локализованной системы разломов) и проследив эту разломную систему на север, увязать с поперечными разломами, рассекающими Горный Крым, по которым внедрены интрузии габброидов первомайско-аюдагского комплекса, возраст которых оценивается как байосский /Спиридонов и др, 1989, Латышев и др., 2008/. Байосские магматические породы известны и на Закавказской плите, что свидетельствует в пользу их распространения в море от Горного Крыма до берегов Грузии. Магнитные аномалии ассоциируют с основными магматитами.

Рис. 1 Сопоставление разломов северо-восточной части Черноморского региона с распределением положительных магнитных аномалий (составлена с использованием опубликованных материалов /Иванов М.К. и др., 1997, 2002; Шрейдер A.A. и др., 1997; Андреев В.М., 2006; Шнкжов Е.Ф. и др., 2001, 2003/).

1 - границы тектонических элементов; 2 - границы свода вала Шатского; 3 -эпигерцинская Скифская плита; 4 — киммерийские и альпийские горноскладчатые сооружения; 5 — эпигерцинская Закавказско - Понтическая плита; 6 - пострифтовые кайнозойские впадины; 7 - магнитные аномалии (значения в нТл); 8 - разломы; 9 - грязевые вулканы; 10 - изобаты; 11 -государственная граница.

Внедрение байосских магматитов (даек и вулканических тел) по разломам на всем протяжении от Крыма до Закавказья указывает, что эта система разломов существовала уже в среднеюрское время. В нижней части склона вала выделена ступень, образованная мезозойскими породами и перекрытая кайнозойскими отложениями. Итак, в мезозое произошел сброс части вала с образованием

ступени - переходной структуры от вала к Восточно-Черноморской впадине. Вероятно, в Восточно-Черноморской впадине, к борту которой приурочена узко локализованная система разломов, проявилась, также, как на прилегающей суше, триасовая фаза рифтогенеза, которая явилась инициальным событием в истории формирования впадины.

Разломная зона долгоживущая. На неотектоническом этапе развития Черноморской впадины по ней шла миграция УВ флюидов.

Кроме этой разломной зоны, в структуре юрской поверхности по данным сейсморазведки через Туапсинский прогиб на вал Шатского протягивается Туапсинская флексурная зона. Поперечная флексура разделяет вал на две части с различными свойствами разреза. Северо-западная часть характеризуется' сложной структурой разреза, связанной с поднятиями, образованными среднеюрскими магматитами. В юго-восточной части разрез спокойный с выдержанными горизонтами мезозойских и нижнепалеогеновых пород. 3.3 Неотектонический аспект формирования северо-восточной части Черного моря

С миоцена возникла тенденция к упрощению структурного плана, выраженная в вовлечении в Черноморскую тектоническую впадину вала Шатского и Туапсинского прогиба. В настоящее время, в регионе доминируют две динамично развивающиеся морфоструктуры - растущий ороген Кавказа, а также расширяющаяся и углубляющаяся Черноморская впадина.

Скорости тектонического прогибания над валом Шатского можно определить, так как в его средней части была дельта позднесарматской реки, и эта часть вала имела нулевую отметку высоты. В настоящее время глубина залегания кровли сармата от уровня моря здесь составляет около 4 км. Таким образом, средняя скорость тектонического прогибания составляла за последние 10 млн. лет 0.4 мм в год. Особенно высокой скорость тектонического прогибания была в квартере - до 1 мм в год.

Несмотря на поглощение вала Шатского и Туапсинского прогиба Черноморской впадиной они проявляются в налегающих на них слоях впадины и даже в рельефе дна благодаря развитию геологических особенностей,, которые были им присущи в период их самостоятельного существования. Часть глиняных складок Туапсинского прогиба росла до настоящего времени и выражается в рельефе дна. Есть на дне грязевые вулканы. Начало образования складок можно определить только ориентировочно. На Керченском полуострове диапиры возникли, по крайней мере, со среднего миоцена, так как во вдавленных синклиналях на сводах диапиров обнаружены нормальные осадочные слои с фауной среднего миоцена /Муратов, 1969/. Над валом Шатского отмечаются многочисленные разрывы, уходящие своими корнями в мезозойский разрез. По этим разрывам проходят подтоки флюидов в миоцен-четвертичные отложения. А на дне моря обнаружены и современные грязевые вулканы /Андреев, 2006, Deep..., 2007 /

Глава 4. Палеобстановки осадконакопления Сделана попытка реконструировать палеобстановки осадконакопления с акцентом на четыре ключевые эпизода в эволюции этих обстановок. Это позднеюрское время, когда формировался один из двух перспективных для поисков залежей УВ комплексов на валу Шатского. Это кумское время позднего эоцена, когда началось формирование Туапсинского прогиба и накапливалась одна из основных нефтематеринских толщ Черноморского региона. Это поздний сармат, когда произошло сильнейшее падение уровня моря. В это время из-за развития эрозионных процессов могла разрушиться часть образовавшихся к тому времени залежей У В. Наконец акчагыльское (позднеплиоценовое) время относится к началу современного этапа развития, отличительной особенностью которого является мощное быстрое прогибание единой Черноморской впадины и ее расширение. 4.1 Условия осадконакопления мезозое

В триасово-нижнеюрское время в Горном Крыму существовал глубоководный бассейн, а в среднеюрское время были шельфовые и континетальные условия. На Закавказской плите трисовые отожения накапливались в континентальных условиях, а нижне- среднеюрские отложения - преимущественно, в шельфовых условиях.

Позднеюрский цикл осадконакопления в Горном Крыму позднеюрский цикл осадконакопления начался в среднем келловее. Широко были распространены рифовые известняки. Рифы прослежены до Керченского полуострова. Юго-восточнее титон-берриасских рифов Крыма закартированы рифы Ходыженско-Лагонакской зоны Западного Кавказа, которые продолжаются Ахцу-Бзыбской оксфордско-нижнекиммериджской карбонатной толщей, содержащей рифы. В титоне здесь формировалась, преимущественно, лагунно-континентальная, терригенная гипсоносная пестроцветная свита. Мощная карбонатно-терригенная флишевая толща южного склона Западного Кавказа указывает на глубоководные условия осадконакопления. Можно предположить, что Кавказский позднеюрский глубоководный флишевый прогиб соединялся с флишевым прогибом Восточно-Крымского синклинория и обрамлялся мелководьем с рифовыми массивами, которые изучены на суше и выделяются на материалах сейсморазведки на валу Шатского.

В меловое (после берриаса) и в раннепалеогеновое время глубоководные условия осадконакопления сохранялись на Западном Кавказе, а на Закавказской плите и на ее продолжении в море было мелководье.

4.2 Условия осадконакопления в раннем-среднем палеогене

С позднего эоцена предполагается начало формирования Туапсинского прогиба. На валу Шатского эоценовые обстановки осадконакопления были мелководными, на что указывают нуммулиты в разрезе отложений среднего эоцена в Крыму и на Закавказской плите.

4.3 Условия осадконакопления в Майкопе (олигоцен-нижний миоцен)

О глубоководности майкопских бассейнов свидетельствуют остатки ископаемых светящихся глубоководных рыб, современные аналоги которых обитают на глубинах около 600 метров. Среднемиоценовый этап развития характеризуется чередованием мелких трансгрессий и регрессий. 4.4 Условия осадконакопления в позднемиоценовое-раннеплноценовое время

Со второй половины среднего сармата началась регрессия, которая достигла своего максимума в самом позднем сармате. Это отчетливо выражено в геологических разрезах территорий, окружающих Черноморскую глубоководную впадину. Обширной областью суши в предмеотическое время были юго-восточная часть Туапсинского прогиба и юго-восточная часть вала Шатского. Доказательством этому является погребенная долина реки, прослеженная на материалах сейсморазведки на протяжении 220 км, с Гудаутского свода вдоль вала Шатского /Горшков и др., 1987/.

С позднего миоцена барьер между Черноморской впадиной и Туапсинским прогибом в виде вала Шатского начал исчезать. В акчагыле вал Шатского погрузился под слои глубоководной впадины, за исключением Гудаутского свода, а Туапсинский прогиб лишь частично вошел в состав впадины.

Глава 5. Перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба и вала

Шатского

Восточно-Черноморский регион по И.О. Броду (1965 г.) относится к Восточно-Черноморскому нефтегазоносному бассейну (НГБ), который ограничен альпийскими складчатыми сооружениями Крыма и Большого Кавказа на севере и востоке, Малого Кавказа и горами Восточного Понта на юге. Западная граница проходит по хребту Архангельского и валу Андрусова.

В Восточно-Черноморском регионе как на суше, так и в море имеются нефтегазопроявления в мезокайнозойских отложениях, что свидетельствует о благоприятных перспективах нефтегазоносности этого НГБ. В 2005 г. в акватории Восточно-Черноморской впадины на глубине моря от 1700 до 2000 м

(в районе г. Новороссийска) и 1100-1200 м (район г. Поти) сотрудниками ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и геологического факультета МГУ была отобрана нефть из голоценовых и новоэксинских илов и обломков брекчий среднего Майкопа, приуроченных к грязевым вулканам. Донные осадки и породы здесь также насыщены метаном.

5.1 Обоснование нефтегазоматеринских толщ в геологическом разрезе, их глубинное залегание и площадное распространение

Основные данные о нефтегазоматеринских породах получены на прибрежной суше. Наиболее информативной была серия работ по проблеме нефтегазоматеринских пород региона, опубликованная специалистами МГУ O.K. Баженовой, Н.П. Фадеевой и др. Верхнеэоценовые и олигоценовые (майкопские) отложения оцениваются как основные нефтематеринские породы Черноморского региона. Исследования их генерационных возможностей, показали, что значения TOC составляют 0,2%-3,8%, водородный индекс достигает 600 мг УВ/г TOC. Термическая зрелость органического вещества невысокая (Ттах до 434° С). Кероген в эоцен-миоценовых отложениях II и III типов. Таким образом, эти отложения продуцировали нефть и газ.

Удалось также получить некоторые данные о нефтегенерационном потенциале глубоководной впадины Черного моря в рейсах, проводившихся по программе «Плавучий университет». В.Н. Блиновой, Е.В. Козловой, А.Н. Стадницкой были проанализированы образцы глин, преимущественно, среднего Майкопа из грязевулканических брекчий. Содержание Сорг. в глинистых породах изменяется от 0,6 до 9,3%. Значения генерационного потенциала (S1+S2) для глин изменяются в пределах от 0,7 до 17,9 кг УВ/т породы. Невысокие значения водородного индекса (HI=S2/Copr), достигающие в отдельных образцах 360 мг УВ/г Сорг., характеризуют 0В, соответствующее керогену II и III типов. Максимальная температура пиролиза (Тмах) изменяется от 380° до 440°С. Это говорит о том, что сравнительно небольшая часть изученных образцов пород достигли главной зоны нефтеобразования (ГЗН).

В диссертации, по аналогии с Индоло-Кубанским и Керченско-Таманским прогибами, в Черном море выделены под дном моря следующие катагенетические зоны: ПК - до 3.0 км (Т °< 90° ; R° до 0,5); МК|.2 - до 6.0 км (Т° до 160°; R° до 0,85); МК3-6,0 км - 8,0 км (Т°до 190°; R°= 0,85 -1,15); МК4.5 - 8,0 км - 10,0 км (Т° до 220°; R°= 1,15-2,00) АКц - 10,0 км - 12,0 км (Т° до. 250°; R°= 2,00-3,5). Следовательно, в Восточно-Черноморской впадине и в Туапсинском прогибе верхнеэоценовые и нижнемайкопские отложения находятся, за исключением периферийных частей, в зонах МК) - МК3. т.е. способны продуцировать нефть.

5.2 Нефтегазогеологическое районирование Восточно-Черноморского региона

Основными возможно нефтегазоносными областями (ВНГО) в северовосточной части Черноморского региона являются ВНГО Туапсинского прогиба и вала Шатского.

5.3 Выбор эталонов для ВНГО Туапсинского прогиба и вала Шатского

В восточной акватории глубоководной впадины Черного моря нет глубокого бурения . Поэтому, для характеристики основных перспективных комплексов ВНГО Туапсинского прогиба и вала Шатского подобраны эталоны нефтегазоносных областей на суше. Такими эталонами являются НТО Западно-Кубанского прогиба и НГО Керческо-Таманского прогиба для ВНГО Тупсинского прогиба, а для ВНГО вала Шатского эталонами являются НГО Каневско-Березанского вала, Чаладидский НГР и Супсинский НГР.

5.4 ВНГО Туапсинского прогиба

Месторождения УВ в Туапсинском прогибе еще не обнаружены. Есть нефтегазопроявления в отложениях, возрастом от верхней юры до плиоцена.

Основными перспективными комплексами являются майкопский, среднемиоцен-плиоценовый комплексы. Более древние комплексы перекрыты олигоцен-миоценовой толщей, мощностью до 6-7 км и могут представлять

интерес для поисков залежей УВ лишь в пограничных зонах с Западным Кавказом и с валом Шатского.

Прогнозируется суммарная мощность майкопских песчано - алевритовых коллекторов литологически экранированных залежей и пластово-сводовых залежей от 30 до 120 м, эффективная мощность от 4 до 16 м, пористость при глубинах залегания до 2.0 км от 10 до 25 %, проницаемость от 70 до ЗООмД. Предполагаемые фильтрацинно-емкостные свойства (ФЕС) среднемиоцен-плиоценового комплекса взяты по аналогии с месторождениями северного борта Западно-Кубанского прогиба, где мощность продуктивных пластов составляет от 70 до 200 м, эффективная мощность от 3 до 9 м, Пористость песчаников и алевролитов миоцена 15-25 %, проницаемость обычно от 15 до 100 мД. Глубины залегания залежей от 1,5 до 3,5 км.

Ловушки в Туапсинском прогибе будут связаны с глиняными складками. По аналогии с Керченско-Таманским прогибом, в Туапсинском прогибе можно предполагать пластово-сводовые ловушки, ловушки в песчаных прослоях на крыльях складок, литологически и тектонически экранированные. Каналами миграции углеводородов от нефтегазопроизводящих пород в ловушки могут быть как ядра диапиров, пронизанные многочисленными разломами, так и отдельные разломы. В северо-западной части прогиба имеются грязевые вулканы, которые являются наиболее эффективными каналами для миграции углеводородов. Флюидоупоры представлены глинами.

Намечены три главные зоны: северная, центральная зона и южная. ЗВНГН вытянутые. Их простирание определяется простиранием Туапсинского прогиба.

Северная зона включает складки, преимущественно, меловых и палеоцен-эоценовых пород. Площадь зоны 917 км2, количество возможных ловушек - 13. Перспективы зоны можно оценить как средние на том основании, что вблизи этой зоны, на прилегающей суше, в меловых отложениях известно лишь одно забалансовое газовое месторождение Дообское и три крупных газопроявления, полученных в результате глубокого бурения.

Центральная ЗВНГН прогиба оконтурена в той части Туапсинского прогиба, -которая характеризуется распространением наиболее мощных майкопских глин и где наиболее отчетливо выражены явления глиняного диапиризма, с приближением диапировых ядер к морскому дну. Площадь зоны 3200 км2, количество возможных ловушек - 26. Учитывая небольшую мощность среднемиоценовых-плиоценовых отложений на сводах складок, залежи, вероятнее всего, будут в этих отложениях на крыльях складок литологически и тектонически экранированные. Глубины залегания залежей 1,0 - 3,0 км под дном моря. По аналогии с месторождениями Таманского полуострова, коллекторы, в основном будут порового типа в песчано-алевритовых слоях, с эффективной мощностью до 25 м. Также возможны залежи в миоценовых рифовых известняках небольшой, до 20-30 м, мощности. Зона оценивается как перспективная, но уступающая в этом отношении южной зоне.

Площадь Южной зоны 2320 км2, количество возможных ловушек - 23. Мощность майкопских глин здесь значительно меньше, явления диапиризма проявляются слабо. Майкопские отложения в сводовых частях складок перекрыты среднемиоцен-четвертичными отложениями мощностью до 1.0 - 1.5 км. Перспективны палеоцен-эоценовый, майкопский, а также миоцен-плиоценовый комплексы. Основные залежи предполагаются в миоцен-плиоценовых отложениях антиклинального, пластово-сводового типа. Предполагаемые параметры залежей взяты по аналогии с месторождениями северного борта Западно-Кубанского прогиба, где мощность продуктивных пластов составляет 70-200 м, эффективная мощность 3-9 м, Глубины залегания залежей 1,5-3,5 км под дном моря. Перспективы зоны оцениваются как высокие.

Активная неотектоника имеет двоякое значение для сохранности залежей УВ. Сильное погружение Черноморской впадины в плиоцен-четвертичное время способствовало сохранению залежей, а рост складок, часть из которых

выражается в рельефе дна, привел к значительному сокращению мощности перспективного миоценового комплекса и, возможно, к разрушению залежей. 5.5 ВНГО вала Шатского

Вблизи вала Шатского в западном Закавказье известны нефтяные месторождения Чаладиди в меловых породах и Супсинское в сарматских песчаниках. Нефтегазопроявления известны в породах стратиграфического диапазона от нижней юры до плиоцена. На морском грязевом вулкане Долговского на валу были обнаружены карбонатные корки и микробиальные маты, свидетельствующие о современном интенсивном метановыделении.

Основные перспективные комплексы на валу Шатского, которые изучались сейсморазведкой - верхнеюрские и нижнемеловые отложения. Нижне-среднеюрские комплексы сейсморазведкой не изучены.

Мощность верхнеюрских отложений около 1 км. Потенциальными коллекторами могут быть трещинные и рифовые известняки верхней юры-нижнего мела с пористостью до 11%. Мощность нижнемелового комплекса на сводах структур около 0,5 км. Нижнемеловые образования обладают невысокими ФЕС (пористость 6,0% - 10,0% и проницаемость около 30 мД), но в результате вторичных преобразований развивалась повышенная трещиноватость, о чем свидетельствуют мощные притоки пластовых вод.

Флюидоупоры представлены, преимущественно, плотными глинами, в верхнеюрских отложениях флюидоупорами могут служить соленосные пласты.

По кровле юры, а также в нижнемеловых отложениях на валу Шатского установлен ряд пологих локальных поднятий, амплитуды которых измеряются двумя-тремя сотнями метров. В северо-западной половине вала эти поднятия, вероятно, связаны с магматическими образованиями байосса. Некоторые поднятия в верхнеюрских-нижнемеловых отложениях интерпретируются как рифогенные образования. В вышележащих отложениях амплитуда поднятий становится значительно меньше и основная часть потенциальных антиклинальных ловушек раскрывается.

На неотектоническом этапе развития Черноморской впадины разломы на валу Шатского действовали как каналы миграции углеводородных флюидов. Долгоживущий разлом вдоль юго-западной границы вала образовал зону вертикальной деструкции, по которой происходило интенсивное движение флюидов. Об этом свидетельствует широкое распространение здесь такого сейсмического атрибута, как динамические аномалии типа «яркое пятно». Открыт ряд грязевых вулканов в северо-западной части вала Шатского.

Очертания крупных сводовых поднятий вала дают изометричные контуры ЗВНГН. Локальные поднятия пород мезозоя и нижнего палеогена по скоплениям возможных антиклинальных ловушек объединены в пять зон возможного нефтегазонакопления: Северо-Черноморскую ЗВНГН, площадью 7580 км2, количеством возможных ловушек-14 Восточно-Черноморскую ЗВНГН площадью 2600 км2, количеством возможных ловушек - 11 (одна из которых крупная, остальные - мелкие), Южно-Адлерскую ЗВНГН площадью 2730км2, количеством возможных ловушек - 7 (одна из которых крупная, остальные - мелкие), ЗВНГН Северного склона площадью 1070 км2, количеством возможных ловушек - 5, Гудаутскую ЗВНГН площадью 2000 км2 (на Гудаутском своде имеется три небольших антиклинальных осложнения).

По показателям площади и количеству возможных ловушек наиболее перспективна Северо-Черноморская ЗВНГН, перспективны Восточно-Черноморская, Южно-Адлерская, Гудаутская ЗВНГН. ЗВНГН Северного склона имеет среднюю перспективность.

Глубины залегания верхнеюрского перспективного комплекса в зонах нефтегазонакопления от 2 км до 5 км под дном моря. Наименее погружен этот комплекс в Гудаутской ЗВНГН и наиболее погружен на Северо-Черноморской ЗВНГН.

Перспективным для возможного обнаружения ловушек УВ неантиклинального типа является выполнение погребенной среднемиоценовой долины на северном склоне вала Шатского. Там не исключено нахождение

песчаных линз в сарматских и мэотических отложениях, связанных с песчано-алевритовыми русловыми и дельтовыми отложениями.

Оценка прогнозных ресурсов углеводородов по категории Д2 Туапсинского прогиба и вала Шатского проведена объемно-генетическим методом количественной оценки ресурсов нефти и газа. Для Туапсинского прогиба прогнозные ресурсы составляют 718 млн. т нефти и 266 млрд. м3 газа, а для вала Шатского - 1456 млн. т нефти и 433 млрд. м3 газа.

Заключение

В результате проведенного исследования геологического строения и нефтегазоносности восточной акватории Черного моря были сделаны следующие выводы:

1. Юго-западная граница вала Шатского начала формироваться в мезозое. Северо-восточная граница была сформирована в олигоцене. Таким образом, вал Шатского, как обособленная структура, развивался с олигоцена.

2. Обозначена, как самостоятельный структурный элемент, ступень у подножия юго-западного склона вала Шатского, образовавшаяся в мезозое в результате движений по сбросу.

3. Несомненно важным для образования складок нагнетания прогиба является гравитационное сползание майкопских глин со склона Кавказа.

4. На структуру мезозойско-миоценовых отложений Туапсинского прогиба и мезозойских отложений вала Шатского оказывало влияние продолжение в море Туапсинской поперечной флексурно-разломной зоны.

5. Начиная с мэотиса средняя скорость тектонического прогибания составляла в центральной части вала Шатского 0.4 мм в год, увеличившись в квартере, до 1 мм в год. Интенсивное погружение в квартере, несомненно, положительно отразилось на сохранности залежей УВ.

6. Последняя выявленная значительная регрессия в Черноморском регионе происходила в позднесарматское время 10 млн. лет назад.

7. Основными нефтегазоматеринскими породами являются верхнеэоценовые и олигоценовые отложения. В Туапсинском прогибе хорошими коллекторскими свойствами обладают средне-верхнемиоценовые песчано-алевритовые прослои, а изолирующими свойствами - глины. Перспективные для вала Шатского -верхнеюрский и нижнемеловой комплексы.

8. Характерны значительные пути миграции углеводородов от очагов генерации до ловушек. Каналами для миграции УВ от очагов генерации к ловушкам являются разломы, каналы грязевых вулканов.

9. Активная неотектоника имеет двоякое значение для сохранности залежей УВ. Погружение Черноморской впадины в плиоцен-четвертичное время способствовало формированию и сохранению залежей, но в Туапсинском прогибе рост локальных структур, привел к сокращению мощности перспективного миоценового комплекса.

10. В Туапсинском прогибе ЗВНГН вытянутые, линейные. Их простирания определяются простиранием Туапсинского прогиба. На валу Шатского очертания крупных сводовых поднятий дают изометричные контуры ЗВНГН.

Рекомендации по основным направлениям дальнейших геолого-разведочных работ, базирующиеся на результатах проведенного исследования, включают следующее:

1) Сгущение сети сейсморазведочных профилей на южном склоне вала Шатского, для выявления и изучения локальных поднятий и зоны выклинивания палеоген-неогеновых слоев.

2) Проведение поисково-разведочных сейсморазведочных работ в юго-восточной части вала Шатского, где сеть современных сейсмических профилей редкая. Профили должны помочь достоверно оконтурить локальные поднятия в мезозойских и палеогеновых отложениях, закартировать распространение верхнеюрских рифов, изучить погребенную миоценовую палеодолину.

3) Проведение детальных работ комплексом геолого-геофизических методов всех выявленных участков грязевых вулканов для более полного изучения

мезозойско-кайнозойского разреза района исследований и его нефтегазовых систем.

4) Бурение двух параметрических скважин для изучения разрезов Туапсинского прогиба и вала Шатского. Одну - на Восточно-Черноморском своде вала Шатского. Вторую - в южной антиклинальной зоне Туапсинского прогиба, где полнее, чем в центральной зоне разрез миоцен-плиоценовых отложений и ближе к морскому дну залегают домайкопские отложения.

5) Картирование зоны сочленения Западного Кавказа и Туапсинского прогиба для установления амплитуды надвига мезозойских и палеоцен-эоценовых пород Кавказа на кайнозойские породы прогиба и поиска поднадвиговых месторождений.

Список опубликованных работ по теме диссертации.

1. Мейснер A.JI. Прогноз коллекторских свойств геологических разрезов Туапсинского прогиба. // Тезисы докладов 2-й Международной конференции «Теория и практика морских геолого-геофизических исследований», Геленджик, 2001. - С.221.

2. Мейснер A.JI. Основные разломы вала Шатского и их влияние на формирование структуры Восточно-Черноморского региона. // Вестн. Моск. Ун-та. Сер. 4. Геология, 2009, № 4, стр. 14-19.

3. Мейснер Л.Б., Мейснер А.Л. Внутренняя структура Туапсинского прогиба в связи с перспективами его нефтегазоносности. // Доклады IY международной конференции «Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморско-Каспийского региона». Симферополь, 2003. - С. 191-197.

4. A.Meisner, L.Meisner Geology and Petroleum Potential of Shatsky Ridge (Black Sea). // AAPG Energy Conférence and Exhibition, Athens 2007, p. 43. Thesis.

5. A.Meisner, O.Krylov, M. Nemcok Development and structural architecture of the Eastern Black Sea. // The Leading Edge Vol. 28, No 9, September 2009, p. 260-267.

Отпечатано в отделе оперативной печати Геологического ф-та МГУ Тираж IZO экз. Заказ № %

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Мейснер, Алексей Леонидович

Введение.

1. Обзор геолого-геофизических исследований.

1.1. Геолого-геофизические работы, выполненные в Черном море.

1.2. Геолого-геофизические работы в Туапсинском прогибе и на валу Шатского.

1.3. Итоги геолого-геофизического изучения.

2. Литолого-стратиграфическая характеристика.

2.1. Методика расчленения разреза осадочного чехла.

2.2 Модель осадочного разреза вала Шатского.

2.2.1 Нижнеюрский литолого-стратиграфический комплекс.

2.2.2 Среднеюрский литолого-стратиграфический комплекс.

2.2.3 Верхнеюрский литолого-стратиграфический комплекс.

2.2.4 Нижнемеловой литолого-стратиграфический комплекс.

2.2.5 Верхнемеловой литолого-стратиграфический комплекс.

2.2.6 Палеоцен-эоценовый литолого-стратиграфический комплекс.

2.2.7 Олигоцен-нижнемиоценовый (майкопский) литолого-стратиграфический комплекс.

2.2.8 Среднемиоцен-сарматский литолого-стратиграфический комплекс.

2.2.9 Верхнемиоцен-плиоценовый литолого-стратиграфический комплекс.

2.2.10 Четвертичный литолого-стратиграфический комплекс.

2.3 Модель разреза осадочного чехла Туапсинского прогиба.

2.3.1 Мезозойские и нижне-среднепалеогеновые литолого-стратиграфические комплексы центральной части и южного борта Туапсинского прогиба.

2.3.1.1 Юрские литолого-стратиграфические комплексы.

2.3.1.2 Меловые литолого-стратиграфические комплексы.

2.3.1.3 Палеоцен-эоценовый литолого-стратиграфический комплекс.

2.3.2 Верхнепалеоген-четвертичные литолого-стратиграфические комплексы Туапсинского прогиба.

2.3.2.1 Олигоцен-нижнемиоценовый (майкопский) литолого-стратиграфический комплекс.

2.3.2.2 Среднемиоцен-сарматский литолого-стратиграфический комплекс.

2.3.2.3 Верхнемиоцен-плиоценовый литолого-стратиграфический комплекс.

3. Тектоника.

3.1 Туапсинский прогиб.

3.2 Вал Шатского.

3.3 Неотектонический аспект формирования северо-восточной части Черного моря.

4. Палеообстановки осадконакопления.

4.1 Обстановки осадконакопления в поздней юре и мелу.

4.2 Обстановки осадконакопления в раннем-среднем палеогене.

4.3 Обстановки осадконакопления в Майкопе олигоцен-нижний миоцен).

4.4 Обстановки осадконакопления в позднемиоценовое-раннеплиоценовое время.

4.5 Обстановки осадконакопления в позднеплиоценовое время.

4.6 Обстановки осадконакопления в четвертичное время.

5. Перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба и вала Шатского.

5.1 Обоснование нефтегазоматеринских толщ в геологическом разрезе, их глубинное залегание и площадное распространение.

5.2 Нефтегазогеологическое районирование Восточно-Черноморского региона.

5.3 Выбор эталонов для ВНГО Туапсинского прогиба и вала Шатского.

5.4 ВНГО Туапсинского прогиба.

5.4.1 Нефтегазоносность геологического разреза.

5.4.2 Перспективные комплексы.

5.4.2.1 Коллекторские свойства.

5.4.2.2 Возможные ловушки.

5.4.3 пути миграции углеводородных флюидов.

5.4.4 Зоны возможного нефтегазонакопления в Туапсинском прогибе.

5.5 ВНГО вала Шатского.

5.5.1 Нефтегазазоносность геологического разреза.

5.5.2 Перспективные комплексы вала Шатского.

5.5.2.1 Коллекторские свойства.

5.5.2.2 Потенциальные ловушки.

5.5.2.3 Каналы транзита углеводородов.

5.5.4 Зоны возможного нефтегазонакопления на валу Шатского.

5.6 Оценка прогнозных ресурсов УВ для Туапсинского прогиба и вала Шатского по категории Да

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба и вала Шатского"

Актуальность.

Район исследований расположен в северо-восточной части Черного моря, примыкающей к берегам России, и представляет собой сочленение крупных разновозрастных тектонических элементов, таких как горно-складчатое сооружение Большого Кавказа, Туапсинский олигоцен-миоценовый прогиб, погребенный вал Шатского, представляющий собой относительное поднятие мезозойских и нижнепалеогеновых пород и Восточно-Черноморскую палеогеновую впадину. Туапсинский прогиб и вал Шатского расположены юго-западнее Кавказа, в пределах континентального склона и абиссальной равнины Черноморской глубоководной котловины и являются перспективными для поисков залежей углеводородов.

Инфраструктура российской береговой полосы Черного моря хорошо развита. К российскому берегу Черного моря подходит несколько магистральных трубопроводов:

- нефтепроводы (Западная Сибирь - Куйбышев - Новороссийск; Грозный -Туапсе);

- газопроводы (Закавказье — Центр; Армавир - Туапсе; Ростов - Новороссийск).

По дну Черного моря от берега России до Турции проходит действующий газопровод «Голубой поток». Планируется прокладка трубопровода «Южный поток». Транспортная система представляет собой сложный комплекс морских транспортных узлов, судоходных компаний, водных магистралей, железнодорожных путей, станций, аэропортов и автомобильных дорог. В гг. Анапе, Краснодаре и Адлере расположены международные аэропорты. Строится крупный аэропорт в г. Геленджике. Морские перевозки грузов обеспечивает крупнейшая в России судоходная компания - Новороссийское морское пароходство, располагающая транспортным флотом суммарным дедвейтом 3,4 млн. тонн. Транспортный комплекс обеспечивает прохождение более 26 % внешнеторговых грузов России и имеет стратегическое значение для страны в осуществлении внешнеэкономической деятельности, обслуживая треть Российского нефтеэкспорта. В Черном море благоприятные климатические условия.

Эти обстоятельства служат дополнительным стимулом для инвестиций в разведку и добычу углеводородов в Черном море. В настоящее время НК «Роснефть» имеет лицензии на проведение поисковых работ на нефть и газ в Туапсинском прогибе и в северо-западной части вала Шатского. Юго-восточная часть вала находится за пределами лицензионных участков.

Туапсинский прогиб и вал Шатского изучались, преимущественно, геофизическими методами. В 2004-2005 гг. в Туапсинском прогибе и на валу Шатского были обнаружены пробоотбором в комплексе с данными многолучевого эхолота около полутора десятков грязевых вулканов. На одном из грязевых вулканов Туапсинского прогиба подняты грязевулканическая брекчия и илы с включениями нефти. Скважин глубокого бурения здесь нет. Поэтому, многие вопросы геологического строения, образования, развития этих крупных структур и перспектив их нефтегазоносности еще не выяснены или являются дискуссионными.

Необходимо дальнейшее изучение деталей геологического строения указанных структур, основанное на анализе и обобщении имеющихся материалов по акватории, а также использование данных по геологическому строению структур-аналогов на прилегающей суше. Для прогноза нефтегазогеологических параметров также важен их дальнейший анализ на суше и экстраполяция выбранных данных в море. Такой комплексный подход поможет обоснованно решить проблемы геологического строения и нефтегазоносности акватории.

Цель и задачи исследований.

Целью работы является изучение особенностей геологического строения и условий осадконакопления Туапсинского прогиба и вала Шатского и прогноз нефтегазоносности этих структур.

Для достижения этой цели решались следующие основные задачи:

- выявление наиболее важных особенностей структуры осадочного чехла Туапсинского прогиба и вала Шатского;

- реконструкция условий осадконакопления в мезозое и кайнозое;

Научная новизна.

На основании переинтерпретации и обобщения данных сейсморазведки и магнитометрии, а также анализа и обобщения геолого-геофизических данных по прилегающей суше, составлена наиболее полная, из опубликованных к настоящему времени, карта структурно-тектонического районирования Восточно-Черноморского региона. На карте с максимальной точностью, которую позволили доступные для изучения материалы, изображены контуры основных тектонических элементов региона и внутренняя структура вала Шатского и Туапсинского прогиба.

Впервые сделан вывод, что разлом вдоль южного склона вала Шатского начал формироваться не позднее средней юры. Предполагается, что этот разлом, в который внедрялись магматические породы средней юры, возник на этапе деструкции морского продолжения Закавказской плиты и рифтообразования в Восточно-Черноморской впадине.

Сделан прогноз вещественного состава осадочного чехла мезозойских и кайнозойских отложений в Туапсинском прогибе и на валу Шатского и рассмотрены основные этапы формирования этого чехла с позднеюрского по четвертичное время.

Уточненная автором тектоническая основа позволила построить новую карту нефтегазогеологическое районирование, на которой выделены зоны возможного нефтегазонакопления. Обосновано, что разлом вдоль южного края склона вала Шатского является каналом вертикальной миграции углеводородов:

Практическое значение.

Выделены зоны возможного нефтегазонакопления, перспективные для поиска залежей УВ.

Тектоническая карта, схемы условий осадконакопления позднеюрского, среднеэоценового, позднесарматского и верхнеплиоценового времени и карта перспектив нефтегазоносности являются основой для дальнейшего планирования работ с целью увеличения минерально-сырьевой базы Российской Федерации в части запасов нефти и газа за счет ресурсов углеводородов в глубоководной акватории Черного моря. Защищаемые положения.

1) Юго-западный склон вала Шатского осложнен разломной зоной, время заложения которой не позднее средней юры.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 3 научных статьях, в том числе в реферируемом ВАК журнале «Вестник московского университета». Лично автором и в соавторстве по теме работы делались доклады на международном совещании в г.Геленджике, Россия, 2001, на международном совещании в г.Гурзуфе, Украина, 2003, на конференции молодых ученых МГРИ, Москва, 2004, на конференции AAPG в Афинах, Греция, 2007, Всероссийской конференции, посвященной 20 - летию Института проблем нефти и газа РАН, Москва, 2007, на конференции во ВНИГРИ, С

Петербург, 2008 г. Автор участвовал в работе над научным отчетом ГНЦ «Южморгеология», 2002, который был подготовлен по государственному заказу и передан в Министерство Промышленности, Науки и Технологий РФ.

Фактический материал.

Основным первичным материалом, который анализировался в процессе выполнения данной работы, являются сейсморазведочные разрезы ОГТ (метод общей глубинной точки). Объем изученных и переинтерпретированных автором сейсморазведочных данных составил 11 ООО пог. км. Также автором были собраны на грязевых вулканах Таманского полуострова и в Абинском кернохранилище 25 образцов пород палеоген-неогена. Из которых все 25 были изучены в лабораторных условиях и описаны в шлифах. Кроме того, привлекались опубликованные данные геологической съемки ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и магнитометрических работ, проведенных в Черном море. Использовались материалы по грязевым вулканам и нефтегазопроявлениям в Черном море, полученные в рамках исследований по программе «Плавучий университет» (научный руководитель М.К. Иванов) и данные по нефтегенерационному потенциалу, опубликованные O.K. Баженовой, Н.П. Фадеевой, М. Сен-Жермес, Ю.А. Петриченко, Е.В. Козловой, В.Н. Блиновой и др. По суше анализировались и обобщались опубликованные материалы по стратиграфии, литологии, тектонике, магматизму и истории развития западной части Закавказской плиты, Западного Кавказа, Горного Крыма, Скифской плиты.

Объем и структура работы.

Диссертация состоит из 191 страницы и включает введение, пять глав и заключение, иллюстрирована 43 рисунками, содержит 8 таблиц. Список литературы содержит 133 наименования. Работа выполнена на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Мейснер, Алексей Леонидович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Юго-западная граница вала Шатского начала формироваться в мезозое. Северная граница была сформирована в олигоцене. Таким образом, вал Шатского, как обособленная структура, развивался с олигоцена.

7. Основными нефтегазоматеринскими породами являются верхнеэоценовые и олигоценовые отложения. В Туапсинском прогибе хорошими коллекторскими свойствами обладают средне-верхнемиоценовые песчано-алевритовые прослои, а изолирующими свойствами — глины. Перспективные для вала Шатского — верхнеюрский и нижнемеловой комплексы.

Рекомендации по основным направлениям дальнейших геологоразведочных работ, базирующиеся на результатах проведенного исследования, включают следующее:

3) Проведение детальных исследований комплексом геолого-геофизических методов всех выявленных участков грязевых вулканов для более полного изучения мезозойско-кайнозойского разреза и его нефтегазовых систем.

4) Бурение двух параметрических скважин для изучения разрезов Туапсинского прогиба и вала Шатского. Одну — на Восточно-Черноморском своде вала Шатского. Вторую - в южной антиклинальной зоне Туапсинского прогиба, где полнее, чем в центральной зоне разрез миоцен-плиоценовых отложений и ближе к морскому дну залегают домайкопские отложения.

5) Картирование зоны сочленения Западного Кавказа и Туапсинского прогиба для установления амплитуды надвига мезозойских и палеоценэоценовых пород Кавказа на кайнозойские породы прогиба и поиска поднадвиговых месторождений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Мейснер, Алексей Леонидович, Москва

1. Авдулов М.В. Проблемы эволюции земной коры на примере Кавказа и Крыма.// М., Наука, 1979. - 100 С,

2. Атлас палеогеографических карт. Шельфы Евразии в мезозое и кайнозое. Т.2. Карты. Гл. ред. М.Н. Алексеев. Геологический институт АН СССР, Робертсон Груп, Великобритания, 1991.

3. Андреев В.М. Южный краевой прогиб Западного Кавказа // Тезисы докладов конференции по геологии и полезным ископаемым Северного Кавказа. Ессентуки, 1974. С. 95-96

4. Андреев В.М. Грязевые вулканы и нефтепроявления в Туапсинском прогибе и на валу Шатского (Черное море) // Доклады РАН. М.:Наука, 2005 - т. 402, № 4. - С. 362-365.

5. Андреев В.М., Туголесов Д.Д., Хренов С.Н. Грязевые вулканы и нефтегазопроявления Российского сектора Черного моря // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. НАН Украины. Киев, 2006, № 2. С. 50-59

6. Андреев В.М., Бугрова Э.М. Первые сведения о стратиграфии и палеогеографии олигоцена-плиоцена Туапсинского прогиба//Палеонтология, палеобиогеография и палеоэкология. Материалы LIII сессии палеонтологического общества. С-Петербург,2007.-С. 3-5

7. Арбатов А.А. Рифовые фации верхней юры Кавказа в связи с перспективами их нефтегазоносности // Автореф. диссерт., 1966.

8. Асанидзе Б.З., Печерский Д.М. Палеомагнитные исследования юрских пород Грузии и Северного Кавказа // Физика Земли. 1979. С. 77-92

9. Афанасенков А.П., Никишин A.M., Обухов А.Н. Выделение системы позднеюрских карбонатных построек в северной части вала Шатского в Черном море. // Докл. АН, 2005, т. 403, № 2. - С. 1-4

10. Афанасенков А.П., Никишин A.M., Обухов А.Н. Геологическая история Восточно- Черноморского региона и перспективы его нефтегазового потенциала//Вестн. Моск. ун-та. Сер. 4. Геология, 2005. № 5. С. 3-14.

11. Афанасенков А.П., Никишин A.M., Обухов А.Н. Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона // М. Научный мир, 2007. 172 С.

12. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геологя геохимия нефти и газа//М., МГУ, 2000, 183 С.

13. Баженова O.K., Фадеева Н.П., Сен-Жермес M.JI. и др. Биомаркеры органического вещества и нефтей майкопской серии Кавказско-Скифского региона // Геохимия, 2002. № 9. С. 993-1008.

14. Баженова O.K., Фадеева Н.П., Никишин A.M., и др. Геохимическая характеристика и нефтегазоматеринский капитал мезозойских и кайнозойских отложений Восточного Причерноморья // Вестн. Моск. унта. Сер. 4. Геология, 2006. № 6. - С. 43-51.

15. Белоусов В.В. Некоторые общие вопросы тектоники области сопряжения Крыма и Кавказа (в связи с проблемой происхожденияскладчатости) // Проблемы тектонофизики. Москва, Госгеолтехиздат, 1960. С. 261-275.

16. Богаец А.Т., Бондарчук Г.К., Леськив И.В. и др. Прогноз поисков нефти и газа на юге УССР и на прилегающих акваториях. Москва. Недра, 1981. -240 С.

17. Богаец А.Т., Бондарчук Г.К., Лесысив И.В. и др. Геология шельфа УССР. // Нефтегазоносность. Гл. ред. Шнюков Е.Ф. Киев. Наукова Думка, 1986.-152 С.

18. Борисенко Л.С., Кропачева С.К., Пивоваров С.В. Василевская А.Е. Первая находка верхнеюрских галогенных отложений в Горном Крыму// Доклады АН СССР. т. 219, № 4. Геология, 1974. С. 933-935.

19. Борисенко Л.С. О фактологической основе надвиговых моделей Крыма. // Бюл. МОИП Т.73. Вып.6, 1998. С. 21-24.

20. Бурштар М.С., Бизнигаев А.Д., Гасангусейнов Г.Г, и др. Геология нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа.// М., Недра, 1966.-424 С.

21. Вахания Е.К. Геологическое строение Колхидской низменности (в связи с нефтегазоносностью) // Министерство геологии СССР. Всесоюзный научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГНИ). Труды, выпуск 151, 1973. 336 С.

22. Ганзей С.С. Хронология палеогеографических событий позднего кайнозоя Понто-Каспия (по данным метода треков) // Автореферат дис. на соиск. уч. ст. кандидата геогр. наук. Москва, 1984. -24 С.

23. Геологическая история Черного моря по результатам глубоководногобурения. М.: Наука, 1980. - 202 с.

24. Геология СССР. Грузинская СССР/под. ред П. Д. Гамкрелидзе. т. 10-М.: Недра, 1964. - 655 С.

25. Геология СССР. Северный Кавказ /под. ред. B.JI. Андрущук. т. IX. -М.: Недра, 1968.- 759 С.

26. Геология СССР. Крым /под ред. М.В. Муратова. т. VIII -М.:Недра, 1969.- 575 С.

27. Глебов А.Ю., Круглякова Р.П., Шельтинг С.К. Естественное выделение углеводородных газов в Черном море // Разведка и охрана недр. № 8, 2001.-С. 19-22.

28. Глумов И.Ф, Вигинский В.А. Перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба // Разведка и охрана недр. № 1, 1999. С 17-20.

29. Гончаров В.П., Непрочнов Ю.П., Непрочнова А.Ф. Рельеф дна и глубинное строение Черноморской впадины. Москва. «Наука», 1972. -159 С.

30. Горшков А.С., Ступак С.Н., Туголесов В.А., Хахалев Е.М. Погребенная миоценовая долина возможный объект поисков нефти и газа в Черноморской впадине. // Геология нефти и газа. №10, 1987. - С. 24-28.

31. Горшков А.С., Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. и др. Альбом структурных карт и карт мощностей кайнозойских отложений Черноморской впадины. Масштаб 1: 1 500 ООО. Под ред. Д.А. Туголесова. Москва, 1989.

32. Грачев А.Ф. Рифтовые зоны Земли// Москва, Недра, 1987. 286 С.

33. Пояснительная записка к альбому структурных карт и карт мощностей кайнозойских отложений Черноморской впадины // Горшков А.С., Туголесов Д.А., Мейснер Л.Б., Соловьев В.В., Хахалев Е.М. // Геленджик, 1993. 71 С.

34. Григоренко Ю.Н. Зональный прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин России // Автореф. докт. дис. Санкт-Петербург, 1996.-67 С.

35. Гринько Б.Н., Ковачев С.А., Хортов А.В. Строение вала Шатского (Черное море) по результатам региональных сейсмических исследований МПВ // Бюл. МОИП. Т. 79. Вып. 3, 2004. С. 3-7.

36. Гроссгейм В.А. Палеоген северо-западного Кавказа // Геологический сборник, вып. 4. Москва, 1960. С. 3- 190

37. Земная кора и история развития Черноморской впадины // Результаты исследований по международным геофизическим проектам. Москва. Наука, 1975. -358 С.

38. Иванов М.К. Фокусированные углеводородные потоки на глубоководных окраинах континентов // Автореф. диссерт., 1999. 74 С.

39. Исмагилов Д.Ф. Возможные рифовые системы северо-запада Черного моря по сейсморазведочным данным // Геология нефти и газа. № 4, 1987. -С. 31-33.

40. Казанцев Р.А. Кучугура И.И. Опыт прогнозирования средних скоростей на не исследованные сейсмокаротажем глубины при работах МОГТ // Нефтегазовая геология и геофизика. № 12, 1973. С. 38-52.

41. Козлова Е.В. Нефтематеринский потенциал отложений глубоководных осадочных бассейнов в зонах развития подводного грязевого вулканизма. // Автореф. дисс. канд. геол. мин. наук Москва. МГУ, Геологический фак-т, 2003. -20 С.

42. Конюхов А.И., Иванов М.К., Кульницкий JI.M. О грязевых вулканах и газогидратах в глубоководных районах Черного моря // Литология и полезные ископаемые. № 3, 1990. С. 12-23.

43. Копаевич Л.Ф., Алисова Е.А., Никишин A.M., Яковишина Е.В. Крымская эоценовая нуммулитовая банка // Доклады РАН, 2007.

44. Кореневский С.М. Верхнеюрские галогенные отложения Украины и Молдавии // Литология и полезные ископаемые. № 4, 1982. С. 107-116.

45. Крипиневич В.Л., Михайленко Р.С., Корнеев В.И., Кондратьев И.А. Перспективы нефтегазоносности Предкавказья // Геология нефти и газа. №8, 1989.-С. 2-8.

46. Круглякова Р.П., Нечаева О.Л., Чаленко Л.А. Геохимия газов Черного моря в связи с прогнозированием нефтегазоносности // 4-я Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. Геленджик, 2007. С. 2008-2010.

47. Латышев А.В., Панов Д.И. Юрские магматические тела Горнокрымской зоны в бассейне р. Бодрак (Юго-Западный Крым) // Вестн. Моск. Ун-та. Сер. 4. № 2. Геология, 2008. С. 22-30.

48. Лебедева Н.Б. Условия и некоторые вопросы механизма образования глиняных диапиров Керченско-Таманской области // Складчатые деформации земной коры их типы и механизм образования. Москва, 1962. С. 219-239.

49. Летавин А.И., Перерва В.М. Разрывная тектоника и перспективы нефтегазоносности краевой зоны Северо- Западного Кавказа. Москва. Наука, 1987.-89 С.

50. Маловицкий Я.П., Углов Б.Д., Осипов Г.В. Некоторые черты глубинного строения Черноморской впадины по данным гидромагнитной съемки // Морская геология и Геофизика. Рига. Зинатне В. 3, 1972. С. 12-21.

51. Майсадзе Ф.Д. Основные этапы геологического развития Грузии в палеогеновый период // Стратиграфия. Геологическая корреляция. Т. 6. №3., 1998.-С. 97-108.

52. Матанов Ф.А. «Живой» диапир Кобыстана // Природа. № 6, 1981. С. 94-95.

53. Мейснер А.Л. Прогноз коллекторских свойств геологических разрезов Туапсинского прогиба. // Тезисы докладов 2-й Международной конференции «Теория и практика морских геолого-геофизических исследований», Геленджик, 2001. С.221.

54. Мейснер A.JI. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба (северо-восточная часть Черного моря). // Бакалаврская работа. МГУ. Москва, 2002г.

55. Мейснер А.Л. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба и вала Шатского»(северовосточная часть Черного моря). // Дипломная работа. МГУ. Москва, 2004г.

56. Мейснер А.Л. Основные разломы вала Шатского и их влияние на формирование структуры Восточно-Черноморского региона // Вестн. Моск. Ун-та. Сер. 4. Геология , № 4, 2009. С. 14-19.

57. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. Туапсинский прогиб впадина с автономной складчатостью // Геотектоника. № 5. 1998. - С. 76-85.

58. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. Перспективы нефтегазоносности Черноморского региона. // В кн.: Геология и полезные ископаемые шельфов России. Моевка. ГЕОС, 2002. С. 165 - 178

59. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. Опорные отражающие горзонты в сейсмической записи осадочного выполнения Черноморской впадины (корреляция и стратиграфическая привязка) // Стратиграфия. Геологическая корреляция. Том 11. № 6, 2003. С. 83-97

60. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России // Москва, ВНИГНИ, 2000. -189 С.

61. Милановский Е.Е. Новейшая глобальная активизация процессов расширения Земли // Геотектоника, 1996. С. 3-12.

62. Милановский Е.Е. Рифтогенез в истории Земли Москва, Недра, 1983. -280 С.

63. Муратов М.В. История формирования глубоководной котловины Черного моря в сравнении с впадинами Средиземного // Геотектоника. № 5, 1972. С. 22-41

64. Муратов М.В. Возраст и происхождение складок Керченского полуострова // Геология СССР. Том VIII. Крым. Часть I. Геологическое описание. Москва, 1969. С. 392-397.

65. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник в двух книгах. Кн. 2. Азиатская часть СССР. Москва. Недра, 1987. 70 С.

66. Нечаева O.JL, Кругляков В.В, Чаленко JI.A. и др. Геохимическая характеристика нефтематеринских свойств мезо-кайнозойских пород Туапсинского прогиба Черного моря и сопредельной суши Предкавказья

67. Тез. докл. IV Международной конференции «Крым-2002».

68. Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморско-Каспийского региона. 9-14 сентября. Симферополь, 2002. С. 104-106.

69. Нечаева О.В., Круглякова Р.П. Геохимия органического вещества кайнозойских отложений восточной части акватории Черного моря // 3-я Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. Геленджик, 2006. С. 140.

70. Никишин A.M., Болотов С.Н., Ершов А.В. и др. Мезозойско-кайнозойская история и геодинамика Крымско-Кавказско-Черноморского региона // Вестн. Моск. Ун-та, сер. 4. Геология. №.3, 2001.-С. 6-16.

71. Никишин A.M., Коротаев М.В., Болотов С.Н., Ершов А.В. Тектоническая история Черноморского бассейна // Бюл. МОИП. отд. геол. Т. 76. вып. 3, 2001. С. 3-18.

72. Обухов А.Н. Гравитационная геодинамика и нефтегазоносность Азово-Черноморского региона. Современные проблемы геологии нефти и газа. Москва. Научный мир, 2001. 372 с.

73. Обухов А.Н., Журавлев Э.Ю. Перспективы нефтегазоносности северовосточной части Черного моря. // 4-я Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. Геленджик, 2007. С. 225-228.

74. Пастушенко Ю.Н. Структура Воронцовского надвига на южном склоне Северо-Западного Кавказа // Изв. АН СССР. Сер. геол. № 5, 1962. С. 104-107

75. Пермяков В.В., Парышев А.В. Особенности геологического развития Западного Причерноморья в юрском периоде // Геологический журнал. Т.36.вып.4, 1976.-С. 30-35.

76. Петриченко Ю.А. Геохимическая характеристика органического вещества майкопской серии Керченско-Таманского прогиба. // Вестн. Моск. Ун-та. Сер.4, геология № 6, 2000. - С. 64 -66

77. Попов Н.Г. Литостратиграфия неогеновых отложений Болгарского Черно-морского побережья // Геологическая эволюция западной части Черноморской котловины в неоген — четвертичное время: Сб. статей. -София, 1990.-С. 163-181.

78. Прогноз поисков нефти и газа на юге УССР и на прилегающих акваториях Москва. Недра, 1981. С. 240.

79. Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазносная провинция // Нефтегазовые провинции СССР. Москва. Недра, 1977. С. 189-213.

80. Сен-Жермес М.Л., Баженова O.K., Боден Ф. и др. Органическое вещество в майкопских отложениях олигоцена Северного Кавказа // Литология и полезные ископаемые. № 1, 2000. С. 56-73.

81. Сенин Б.В. Некоторые итоги, проблемы и перспективы изученияуглеводородного потенциала южных морей России // 6-я Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. Тезисы докладов. Геленджик, 2009. -С. 21-24

82. Сенин Б.В. Хортов А.В. Нефтегазоперспективные объекты северо-востока

83. Черного моря // Oil&Gas Journal Russia I-II, 2009

84. Спиридонов Э.М., Коротаева Н.Н., Ладыгин В.М. Хромшпинелиды, титаномагнетит и ильменит островодужных вулканитов Горного Крыма // Вестн. Моск. ун-та. Сер.4. Геология. № 6, 1989. С.37-55.

85. Справочник по геохимии нефти и газа. С-Петербург. Недра, 1998. С. 576

86. Строение и эволюция земной коры и верхней мантии Черного моря. Под редакцией Белоусова В.В., и Вольвовского Б.С. Москва. Наука, 1989 С. 208

87. Суслова Э.Ю. Нефтематеринский потенциал юрских и меловых отложений Западного Предкавказья. //Автореф. дисс. канд. геол.мин. наук Москва. МГУ, Геологический фак-т, 2006. С. 23.

88. Туголесов Д.А., Горшков А.С., Мейснер Л.Б. и др. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины. Москва. Недра, 1985.-С. 215

89. Туров А.В., Цейслер В.М., Андрухович А.О. Верхнеюрские карбонатные формации в Горном Крыму, на Северном Кавказе и юге Туранской плиты // Геология и разведка. № 4, 1999. С. 12-20.

90. Фадеева Н.П. Рассеянное органическое вещество нефтематеринских пород Западно-Кубанского прогиба // Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. Москва. Наука, 1979. С. 248-256.

91. Фадеева Н.П., Козлова Е.В., Пономарева Е.А. Органическое вещество майкопских пород прогиба Сорокина // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Москва, 2001. С. 463-465.

92. Шнюков Е.Ф., Мельник В.И., Тесленко Ю.В., и др. Геология шельфа УССР. Стратиграфия. Киев. Наукова думка, 1984. С. 180.

93. Шнюков Е.Ф., Мельник В .И., Иноземцев Ю.И., и др. Геология шельфа УССР. Литология. Киев. Наукова думка, 1985. С. 192

94. Шнюков Е.Ф., Соболевский Ю.В., Кутний В.А. Необычные карбонатные постройки континентального склона северо-западной части Черного моря вероятное следствие дегазации недр // Литология и полезные ископаемые. № 5, 1995. - С. 451-461.

95. Шнюков Е. Ф., Созаньский В.И., Муравейник Ю.А. О газонефтеносности Черного моря. // В кн.: Геологические проблемы Черного моря. НАН Украины, Киев, 2001 С.23-34.

96. Шнюков Е.Ф., Пасынков А.А., Клещенко С.А., Кутний В.А. Крупнейший газовый фонтан Черноморской впадины. // Геофизический журнал. Том 25. № 2, 2003. С. 170-176.

97. Шрейдер А.А., Казьмин В.Г., Лыгин B.C. Магнитные аномалии и проблема возраста котловины Черного моря // Геотектоника. №1, 1997. -С.59-70.

98. Хаин В.Е., Ломизе М.Г. Поперечные конседиментационные разломы на границе Центрального и Западного Кавказа и распределение фаций мезозоя и кайнозоя // Изв. АН СССР. Серия геол. № 4, 1961.

99. Хаин В.Е., Ломизе М.Г. Тектоника с основами геодинамики// Москва. Изд-во «КДУ»,2005. -560 С.

100. Хаин В.Е. Региональная геотектоника. Альпийский Средиземноморский пояс.// Москва. Недра, 1984. -344 С.

101. Хаин В.Е. Тектоника континентов и океанов.// Москва, 2001.

102. Чумаков И.С., Вызова СЛ., Ганзей С.С. Геохронология и корреляция позднего кайнозоя Паратетиса. Москва. Наука, 1992. С. 97.

103. Щерба И.Г., Ильина Л.Б., Хондкариан С.О. Мэотический этап развития Восточного Паратетиса и его складчатого обрамления // Доклады РАН. Т. 381. № 5, 2001. С. 656-660.

104. Ясаманов Н.А. Температура позднеюрских морей Европейской части СССР // Доклады АН СССР. Геология. Т. 231. № 5, 1976. С. 1206-1209.

105. Brinkmann R. Geology of Turkey. Ankara, 1976. P. 292.

106. Dewey, J.F., Pitman, W.C., Ryan, W.B.F., and Bonnin, J.,. Plate Tectonics and the Evolution of the Alpine System.// Geological Society of America Bulletin, 84, 1973 PP. 3137-3180.

107. Edwards R. A., Scott C.L., Shillington D.J. et. al. Wide-angle seismic data reveal sedimentary and crustal structure of the Eastern Black Sea//The Leading Edge, September, 2009. P. 1056-1065.

108. Geological processes in the Mediterranean and black Seas and North East Atlantic. Editors: N.H. Kenyon, M.K. Ivanov, A.M. Akhmetzanov, G.G. Akhmanov. // IOC Technical Series No. 62. UNESCO, 2002.

109. Initial Reports of the Deep Sea Drilling Project. Leg 42. V. XLII. Pt. I. 1978. -P. 1202.

110. Meisner A.L., Meisner L.B. Geology and Petroleum Potential of the Shatsky Ridge (Black Sea) // Abst. AAPG International conference & Exhibition. Greece, Athens, 2007. P. 112.

111. Meisner A., Krylov O., Nemcok M. Development and structural architecture of the Eastern Black Sea. The Leading Edge Vol. 28, No 9, September 2009, p. 260-267.

112. Meisner L.B., Tugolesov D.A., Byakov Yu. A. Black Sea sediment deformation as targets for fluid study // Proceedings of the International Symposium on the Petroleum Geology and Hydrocarbon Potential of the

113. Black Sea Area. Turkish Association of Petroleum Geologists Special Publication 4, 2001 PP.165-172.

114. Mud volcanism in the Mediterranean and Black Seas and shallow structure of the Eratosthenes Seamount. Editors: Limonov A. F, Woodside J. M., Ivanov M.K. UNESCO reports in marine science 64. UNESCO, 1994, P. 174.

115. Monograph on the Black Sea. Editor: Finetty I.R. // University of Bologna. Bollettino Di Geofisica. Vol. XXX. OGS Trieste, 1988. ISSN 0006-6729. -P.325.

116. Neotectonics and fluid flow through seafloor Mediterranian and Black Seas. Part II. Black Sea. Editors: Woodside J. M., Ivanov M.K., Limonov A.F. // Intergovernmental Oceanographic Commission, technical series 48. UNESCO, 1997.-P.227.

117. Regional and Petroleum Geology of the Black Sea and Surrounding Region. Editor: Robinson A. G. AAPG Memoir 68. Tulsa, Okhlahoma, 1997. P. 383.

118. Robinson A.G., Rudat J.H., Banks C.J. and. Wiles R.L.F. Petroleum geology of the Black Sea // In: Marine and Petroleum Geology. Vol. 13. - № 2, 1996. -PP. 195-223.

Информация о работе

Мейснер, Алексей Леонидович
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2010
ВАК 25.00.12

Диссертация

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба и вала Шатского - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы