Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Мезозой-кайнозойская эволюция и нефтегазоносность Азово-Черноморского шельфа

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Мезозой-кайнозойская эволюция и нефтегазоносность Азово-Черноморского шельфа"

НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЇ І ГЕОХІМІЇ ГОРЮЧИХ КОПАЛИН

УДК 551.24+553.98(477.7)

ІІАВЛЮК Мирослав Іванович

МЕЗОЗОЙ-КАЙНОЗОЙСЬКА ЕВОЛЮЦІЯ І НАФТОГАЗОНОСНІСТЬ АЗОВО-ЧОРНОМОРСЬКОГО ШЕЛЬФУ

Спеціальність 04.00.17 - Геологія нафти і газу

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня доктора геологічних наук

Львів-1997

Дисертацією є рукопис

Робота виконана в Інституті геології і геохімії горючих копалин Національної Академії Наук України

Офіційні опоненти: Доктор геолого-мінералогічних наук, член-

кореспондент ПАН України, професор кафедри історичної геології і палеонтології Львівського державного університету ім.І.Франка

ГЛУШКО Василь Васильович

Доктор геолого-мінералогічних наук, професор кафедри геології і розвідки нафтових і газових родовищ Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу

ОРЛОВ Олександр Олександрович

Доктор геолого-мінералогічних наук, професор, завідувач кафедри морської

і фізичної геології Одеського державного університету

ЛАРЧЕНКОВ Євген Павлович

Провідна організація - Український державний геологорозвідувальний інститут, відділи

регіональної геології та геофізичних дослідженнь (м.Львів)

ШОО

Захист відбудеться “ 27 “ червня 1997 р. о/.:, год. на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 04.02.01 в Інституті геології і геохімії

горючих копалин (ІГГГК) НАН України за адресою: 290053, м.Львів-

53, вул. Наукова, За.

З дисертацією можна ознайомитись у бібліотеці ІГГГК НАН України $2

Автореферат розіслано “пТ “ травня 1997 р.

Вченнй секретар спеціалізованої вченої ради кандидат геол.-мінерал, наук /

О.В.Хмелевська

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність проблеми. Азово - Чорноморський шельф привертає сьогодні особливу увагу дослідників у зв’язку з пошуками нафти і газу -енергетичної сировини, що є запорукою економічної стабільності країни. Відкриття ряду родовищ у верхніх горизонтах осадового комплексу на континентальному шельфі Чорного та Азовського морів дозволяє оптимістично оцінювати нафтогазоносність літолого-стратиграфічних комплексів, що залягають глибше.

Разом з тим нафтопошукові роботи на великих глибинах суші (Кримський п-в, Центральне і Західне Причорномор’я) не дали особливо відчутних результатів. Причини цього розмаїті, але головна серед них, на нашу думку, полягає у традиційному підході до оцінки будови і розвитку Азово-Чорноморського регіону (АЧР), що, в свою чергу, визначило і методику пошуків нафти і газу. Вони велися з теоретичних позицій домінанти вертикальних тектонічних порухів у формуванні геоструктури регіону. Горизонтальним же тектонічним зусиллям та впливу тангенціальних порухів на формування як регіональної структури АЧР, так і локальної складчастості не приділялась достатня увага. Однак сьогодні, завдяки великій кількості нових фактів, що стосуютья,зокрема, геології морів і океанів, визначився геодинамічний підхід до вирішення проблем еволюції літосфери та пошуків вуглеводнів. Традиційні уявлення показали свою неефективність насамперед при розвідці великих глибин. Тут геологи-нафтовики постійно (як, наприклад, у Причорномор’ї) стикаються з невідповідністю структурних планів, зміщенням їх з глибиною, незбіжністю осей та склепінь складок тощо.

Сьогодні загальновизнаною г роль динаміки горизонтальних тектонічних сил та вплив зусиль стиску і розтягу в формуванні геологічної будови маііже усіх регіонів - окраїн Східно-Європейської платформи (ССП). Особливо показовою є нафтогазоносна провінція Ііаренновоморського шельфу, де останнім часом завдяки новим геодинамічним концепціям виявлено цілий ряд родовиїц-гігантів із запасами газу, що визначаються трильйонами кубічних метрів.

Окремим реліктом залишається тільки Азово-Чорноморський регіон, щодо якого значною'мірою зберігаються традиційні уявлення. Свого чагу вони відіграли позитивну роль у пізнанні будови регіону, однак сьогодні, з розширенням діапазону геологічних знань і дослідженням великих глибин, вони вже потребують творчого перегляду. Актуальність дсх’ліджень визначається нагальною необхідністю врахувати безліч нових фактів як в регіональному, так і в глобальному плані - фактів, що констатують вплив горизонтальних тектонічних порухів па еволюцію та нафтогазоносність АЧР. За підрахунками спеціалістів Української Нафтогазової Академії, Азово-Чорноморський. найменш досліджений в

Україні регіон, зберігае близько 44 % всіх потенційних нерозніданих запаіи природних вуглеводній країни, з них більша частина припадає на акваторії. Це визначає пріоритетність геологічних досліджені., націлених на з’ ясування умов нафтогазонагромадження в такому перспективному районі. -

Зв”язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Робота тісно пов'’язана з науковими напрямками бюджетних науково-дослідних тем, що виконувались автором у відділі геології нафти і газу ІГГГК І1ЛН України з 196.5 [і., а також з Національними програмами “Нафта і газ України” та “Дослідження і використання ресурсів Азово-Чорноморського басейну, інших районів Світового океану на період до 2000 року" (проект НАМДІТ), сніввиконавцем яких був дисертант. У 1984-1992рр. автор був науковим керівником і виконавцем тематичних завдань з проблем геології та нафтогазоносності шельфів Баренцового і Карського морів на замовлення ВО "Арктикморнафтогазрозвідка” (м.Мурманськ).'

Метою дослідження було з’ясування еволюції геологічного розвитку АЧР в альпійську тектонічну епоху (пізній мезозой - кайнозой), яка була завершальним акордом тектогенезу, що зумовив сучасніш структурний план та формування локальних структурних форм -вмістилищ покладів нафти і газу.

Основні завдання дослідження:

- вивчення парагенезів порід Азово-Чорноморського регіону та виділення геологічних формацій - індикаторів геотектонічної еволюції;

- виявлення впливу тангенціальних зусиль на формування складчастості осадового покриву регіону;

- встановлення генетичної природи горизонтальних тектонічних порухів, їх зв’язків з регіональними і глобальними геодинамічними процесами;

- моделювання щільності літосфери регіону з метою виявлення зон

розущільпення і тектонічної компресії; .

- тектонофізичне моделювання процесу формування локальної складчастості та утворення пасток нафти і газу;

- виявлення закономірностей нафтогазоносності, визначення геодинамічного тину нафтогазонагромадження Азово-Чорноморського шельфу та зіставлення його з Ііаренцовоморським шельфом.

Поставлені завдання вирішувалися з використанням формаційного, структурного, порівняльно-тектонічного аналізів, а також тривимірного моделювання щільності літосфери, тектонофізичного моделювання та інших методів.

Фактичним матеріалом дисертації послужили конкретні геолого-геофізичні дані, одержані та проаналізовані автором під час багаторічних досліджень на території та акваторіях півдня України і Варенцоиоморського шельфу.

Це описи відслонень гірських порід та розрізів свердловин п АЧР та

Гіаренцовоморському регіоні; лані глибинного сейсмічного зондування , кореляційного метолу заломлених хвиль. метолу відбитих хвильга інших метолі», що проводилися ниробничимп га науковими організаціями в цих регіонах. Використані також с|>;іктіі>іііі лані і геології. геохімії і нафтогазоносності, одержані ДГІІ " Крнмгеодогія". /(ГІІ “Чорноморнафтогаз" (м.Сімферополі»), ДГІІ “Одесаморгеологія” (м.Одеса), ВО "Арктикморнафтогазрозвідка", ВО “Союзморгео”, трест “Ніпнічморнафтогазрозвідка”, ВІІДІокеанології (м.Мурманськ) та ін. Дисертантом використані та проаналізовані також численні опубліковані та і|юіідові рукописні матеріали. Автором для геотектонічних побудок використано результати моделювання щільності літосфери, виконаного спільно з Г. Ю.Ііойком, та тектонофізичного моделювання, лдііісненого з

О.М.Інжуном.

Наукова новизна:

- уточнено розчленування альпійського осадового покриву АЧ І* на окремі формації;

- виділено глфрогениии і таласогенний етапи розвитку АЧР, що характеризуются ін*|)еважанііям зусиль розтягу і стиску;

- встановлено генетичну природу локальної складчастості АЧ І*;

- запропоновано нову генетичну класифікацію локальних антиклінальних піднять і пов 'язаних з ними пасток нафти і газу АЧР;

- визначено геодинамічні критерії нафтогазоносності шельфу АЧР;

- здійснено аналіз і зіставлення геодинамічною розвитку і нафтогазоносності Азово-Чорноморського і Ііаренцовоморського нериконгинеитальипх шельфі».

Практичне значення роботи. Запропонована класифікація антиклінальних піднять - потенційних пасток нафти і газу - орієнтує геологів-нафговнків на пошуки папок нафги і газу певних типів, залежних під геодинамічних умов. Урахунапня виявлених геодинамічних критеріїв дозволить по-новому спрямовувати пошуки нафти і газу в акваторіях Чорного та Азовського морів. Отримані результати лягли в основу практичних рекомендацій, переданих для використання і реалізації п Держкомгеологію України, а також ВО "Арктикморнафтогазрозвідка”.

Апробація роботи. Основні результати роботи доповідалися на геологічних форумах різного рангу (нарадах, конференціях, семінарах тощо), зокрема на республіканських: "Підвищення ефективності підготовки ресурсі» нафти і газу у зв’язку з перспективами розвитку газової і нафтової промисловості УРСР" (Харків, 1971); “Підвищення ефективності і прискорення введення в промислове освоєння родовищ газу УРСР” (Харків, 1977); “Походження нафти і газу, їх міграція і закономірності утвоі»енни і розміщення нафтових покладів" (Львів, 1981); “Тектогенез і нафтогазоносність надр України” (Львів, 1992); всесоюзних (колишнього СРСР): “Осадові формації та їх нафтогазоносність"

(Москва. 1978; 1985); "ІІафпігазоутворснин на великих глибинах" (Москва, 198(>); X Літолоїімііііі нараді'(Среван. 1988); "Геодинамічні основи прогнозування нафтогазоносності Надр" (Москва. 1988);

" 1 ч< .мнлекспе осіихння нафтогазоннх ресурсів континентального шельфу СІЧ І’" (Мурманськ, 1989: Москва, 1*1Я(І);-: міжнародних: XI, XII. XIII Конгр-сах Карпато-Ііалклнської геологічної асоціації (КІіГА) (Київ. 15)77: Ііухлрест, 1981; Краків, І98.Ї); "Мінеральні і рекреаційні ресурси < Ііолгарсько-Чорноморського узбережжя” (Марна, 198^); Intern. Seminar on Tectonics ol the Barents Sea Kara Region (Murmansk, 1991); Intern. Conference on tlu* Oil and (ias Prospect іvitу ol Barents-Kara Seas and Adjacent Land Areas (‘Murmansk, 1992); нараді ЮІІКСКО ‘‘Plate tectonic Aspects of Alpine Metallo^env in the Carpatho-Balkan Region” (Budapest. 1993); “Геодинаміка гірських систем Сиропи” (Ярем.че, 1994): M*th Intern. Conference on Basement Tectonics (Potsdam, 1994); Symposium " The Petroleum Geology and Hydrocarbon Potential of the Black Sea Area” (V'arna, 1994; Istanbul, 199G); конференції. “Тектонічні та налеоі еоморфологічні аспекти нафтогазоносності” (Сімферополь -Миколаївка, 199(і). .

Публікації. Матеріали дисертаційної роботи опубліковано- у 67 наукових працях, включаючи 7 монографій, 19 статей п наукових журналах і збірниках науконих праці.. ЗО матеріалів‘і тез доповідей та дві депоновані нрлці. ■ , .

Основні положення, що захищаються:

1 Формаційна іліслідовнісп, мезо-кліінозоііськпх комплексів А.чоїю-Чорноморського шельфу являє собою індикатор домінуючих геодинамічних зусиль розтягу (раніїьокреіідовіні гафрогенниіі еіаи) і стиску та ізостазії (иїаньокрейдово-нсогеїіовіш таласогсннніі етап).

2 Локальна складчастість мас проміжнії* чарактер - між лльпіііогннним та гсрмлнотіїшіим, що зумов-ієно геодинамічними процесами та тектонічною компресією на контакті Євразійської та

■ Лфінікано-Лраііійсіїкої літосферних-плит 'Особливості проміжної складчастості, .а-також утворення структурних пасток вуглеводнів та ііереиектшшіоть джремих ділянок регіону на нафту і газ визначаються ступенем дискордантності в часі та Н|)<к-торі зіткнення літ<кч{н‘рііих плит та конфігурацією їх країн на торцевих ділянках, і Нона класифікація тинів локальних складок і пов'язаних з ними вуглеводневих; пасток, яка 6азуєті»ся на геодинамічному принципі, дає змогу прогнозувати в А зоно-Чорноморському шельфі ноііі .нерсіїсктинні пастки різних генетичних тніїіН. ’ '

і. Колізійна моделі» Азово-Чорноморської1 та рифтоно-депресінїіа модель Варс.нцоно.чорської нафтогазоносних провінцій як перикоішшсіітальшіх шельфів Східно Європейської нлатф>рми. :і властивими їм специфічними критеріями нафтогазоікк’Пості.

Обсяг.і структура роботи.. Дисертація складасті»ся зі вступу. 7

розділів, висновків, списку використаної літератури і 2 додатків. Текст викладено на 306 сторінках машинопису, ілюстрації складають 83 рисунки і (і таблиць. Список літератури містить 535 назв.

висловлюю щируподяку колективу відділу геології нафти і галу ІПТК І ІДИ України за велику практичну допомогу при виконанні та оформленні роботи. Дякую також колегам-геологам УкрДП'І; ДГН " Кримгеологія’’. " Чорноморнафтогаз" , "Одесаморгеологія" ; ВО “Арктикмор-нафтогазрозвідка"; ВІІДІокеанології ла допомогу в зборі фактичного матеріалу.

Конструктивні поради та критичні зауваги з окремих проблем були зроблені В.Ю.Хаїним, В. II. Гавриловим, Я .11. М аловіцьким, Ю.Ф.Федоровським, II Ф.Шпаком, N1. N1. Іпанютою, ЇМО. Иоііком, ІО.М.Семьковським, 1>. М.Полухтоничем, М. 1.Галабудою, 1.11. Копачем, яким я також глибоко вдячний.

З особливою вдячністю вшановую світлу пам’яті) академіка Г.М.Доленка, у співдружності л яким закладались основи виконаних досліджень, та академіка В.Ю.Забігайла, творчі поради, підтримка і критичні зауваження якого сприяли завершенню роботи.

З МІСТ РОБОТИ

1. ГЕОЛОГІЧНІ ФОРМАЦІЇ АЗОВО-ЧОРНОМОРСЬКОГО

ШЕЛЬФУ

Геологічні формації як закономірні історично сформовані асоціації (парагенези) гірських порід та фацій тісно пов’ язані з еволюцією та певними геотектонічними зонами літосфери. На сучасному рівні геологічних знань значно зросла роль формації! як літогеодинамічинх комплексі», що фіксують не лише палеотектонічні умови формування парагенезів порід, й виконують роль індикаторів зусиль стиску чи розтягу басейнів осадконагромадження. Встановлено як прямі, так і опосередковані індикатори геодинамічного режиму (Хаин, Н)85; Дукин, 1989; 1993). ' '

Питання формаційного аналізу АЧР досліджені відносно мало (Доленко, Копач, Павлюк та іп., 1970; Паїзлюк, 1971; 1973; 1981; Гарецкип, 1972; Панлкж, іюгаєці., 1978; Григорьева, Каменецкий, Павлюк, и др., 1981; Геологические формации..., 1981; Полухтовпч, Шпак. Самарский и др., 1990). При вивченні структури АЧР формаційний аналіз використаний дисертантом як важлива теоретична основа розв'язання питані, генезису, еволюції та типізації структур.

Осадовий комплекс альпійської тектонічної епохи в АЧР починається товщею переважно теригенних порід різного генезису, яка залягає в основі платформового покриву і трансгресивно перекриває утворення докембрійського, палеозойського і ранньомезозойського віку. Опертя на

принцип парагенезу та вивчення генетичних особливостей гірських порід дозволило виділити в основі альпійського нлатформового формаційного ряду АЧР нижньокрейдову базальну прибережно-континентальну теригенну формацію. Вона складена різноманітними пісковиками, алевролітами, а також пісками, гравелітами, глинами і аргілітами. У фаціальному відношенні формація представлена строкатоколірними відкладами плоских водорозділів, алювіальними та делювіальними утвореннями.

На основі вивчення парагенезів та фацій порід, що залягають на базальній формації, нами виділена нижньокрейдона трасгресивно-теригенна формація. Відклади ТІ представлені переважно теригенними морськими утвореннями. Важливою особливістю формації є міграція в часі початку її формування. Розріз формації у південній частині регіону починається з середньобаремських морських відкладів, а в центральній і північній - відповідно з верхньобаремських і аптських. У межах формації нами виділяються дві субформації - вулканогенно-теригенна і кременисто-теригенна. . .

Вулканогенно-теригенна субформаціи складена потужною товщею переверствування різноманітних теригенних і вулканогенних порід. Найбільша їх кількість приурочена до середньо-верхньоальбських відкладів. Тут виділяються вулканокластичні та вулканоосадові породи. Максимального розвитку і найбільших потужностей вулканогенні відклади досягають в Каркінітсько-Піннічнокримському прогині. У свердловинах Джанкойської, Орловської, Виншяківської, Октябрської, Західно Октябрської, Мілової та інших розвідувальних площ АЧР ці утворення відіграють значну роль в розрізі субформації. На захід, в бік шельфу Чорного моря, вулканогенні породи розкриті бурінням на Іллічівському піднятті (свгрд.Іллічінськп-'2). Це діабазові та андезито-діабазоиі порфірити, їх туфл та лавобрекчії. Вулканічні виверження були настільки сильними, що часто перевищували теригенне осадконагромадження. "Внаслідок цього сформувалися вулканічні товщі, представлені суцільними лавами і лавобрекчіями. Потужність субформації в межах Каркінітсько-Північнокримського прогину становить біля 2000 м. На південь кількість вулканокластичних порід різко зменшується, відбувається їх заміна вулканоосадовнмн породами та звуження вертикального діапазону розповсюдження. На Центрально-Кримському мегапіднятті відклади субформації дещо іншого типу. Вони значно менійої потужності, а вулканічні породи залягають у вигляді гнізд, лінз і малопотужних ироверстків. Зменшення потужності вулканогенних порід, серед яких переважають вулканоміктові різновиди, свідчить, що джерелом постачання експлозивного матеріалу були вулканічні виверження, ланцюг яких неширокою смугою тягнеться в Каркіцітсько-Північнокримському прогині. Дещо інші парагенези порід альбського віку відзначаються на північ від озера Сиваш і в Північно-Західному Прназов’ї. Тут формується

кременисто-теригенна субформація. В її складі асоціюють ])і.!ііомапітні теригенні та кременисті утворення. Часто розріз субформації представлений суттєво кременистими породами: опоками, іезами, снонголітамм, а також, меншою мірою, оиокстидиими і вапняковистими глинами. Це дало підстави відокремити альбські утворення цього терену в морсіїку кременисто-теригенну субформацію, патричними членами парагенезу якої виступають різноманітні глини, аргіліти, алевроліти та пісковики, що асоціюютьз опоками, гезамн, сиоигалітами та кременисто-теригенними породами. Головними дже])елами теригенного матеріалу субформації були ирипідняті ділянки Українського шита (УІЦ) та вулканічні виверження, виявлені південніше в межах Каркінітсько-ІІівнічнокримського прогину. В той час, коли в межах останнього відбувались енергійні вулканічні процеси і формувалася вулканогенно-теригенна .субформація, поруч, за рахунок збагачення і насичення морського басейну вулканогенним кремнеземом, утворювалася кременисто-теригенна субформація. _

Таким чином, формації нижньої частини осадового покриву АЧР утворюють специфічнніі тафрогенний комплекс з розмаїтим теригенним складом, насичений аркозами, етрокатоколірними та вулканогенними породами. З останніми генетично пов'язане формування віддалено-кременистих формацій. Експлозивна діяльність призвела до нагромадження потужних вулканогенних говіц. За ступенем лужності це породи базальтового типу. Активний базальтовий магматизм супроводжувався інтенсивним розтягом, прогинанням і нагромадженням теригенного матеріалу, що характерно для рифтових структур. Характерною рисою будови формацііі тафрогенного комплексу с загальна субшпротна зональність, на тлі якої відзначаються ускладнення субмерпдіонального простягання, що облямовують чи певною мірою успадковують морфоструктуру фундаменту СП І.

Аналізуючи умови формування трансгресивної теригенної формації, можна зазначити, то наприкінці ранньокреіідового періоду - через охоплення регіону трансгресією, що насувалася з південного сходу,-виникають шельфові асоціації, головним чином мілководних, а пізніше і помірно глибоководних фапій. Як у вулканогенно-теригенній, так і в кременисто-теригенній субформаціях у верхах розрізу з'являється і поступово зростає кількість карбонатно-мергельних проверстків. Мергелі тут є алофільним членом иарагенезу, поширеним на границі з глауконітово-карбонатною формацією, в яку ми об'єднуємо верхньокрейдово-иалеоцен-еоцеиові відклади АЧР.

Нижню частину формації складають верхньокреіідоіп відклади, які широко розповсюджені у досліджуваному районі, являють собою досить одноманітну товщу вапняків та мергелів і добре схарактеризовані фауністично. . Інше сеиоманський ярус, що лежить в основі формації та є її базальним горизонтом, складений відкладами зі значною теригенною

к

домішкою. Як а.юфільні члени парагене.чу трапляються тонкі пронерстки і лінзи вулкаїюкластичних норі/і. Турон-коньяк-сантонські підклади формації складені, головним чииом, сірими, дрібнозернистими, фарі}>оровидними та світлими, креіідонодібними органогенно-детритовими вапняками. Дап-палеоценові підклади формації утворюють літологічно та фауністично однорідний комплекс. Це, переважно, органогенні та органогенно-детритові вапняки, що містять проверстки польовошпатово-кварцових алевролітів і дрібнозернистих пісковиків. Еоценові відклади представлені глинистими мергелями та вапняковистими глинами. Переважання карбонатних асоціацій свідчить про те, що комплекс формувався в період максимальної трансгресії і найбільшого тектонічного вирівнювання. У більшості літологічних розрізів спостерігається стратиграфічна незгідність між відкладами трансгресивно-теригенної і глауконітово-карбонатної формацій. До цієї перерви приурочена і зміна тектонічних умов (австрійська фаза тектогенезу).

Зміна тектонічних та, значною мірою, кліматичних умов осадконагромадження спричинилася до формування майкопської глинистої формації, що залягає на глауконітово-карбонатній. Це товща глинистих порід олігоцен-нижньоміоценового віку, яка розповсюджена в Передкавказзі, на Таманському і Керченському півостровах, в Рівнинному Криму, північному Причорномор’ї та шельфах Чорного і особливо Азовського морів. Представлена переважно глинами, які є домінуючими породами і виступають в парагенезі з проверстками пісків (пісковиків) і алевролітів. Завершує формаційний ряд альпійського тектоніч'ного циклу строката карбонатно-теригенна формація середньоміоценовоіо-антропогенового віку. Вона складена різноманітними за генезисом карбонатними (мергелі, вапняки) і теригенними (глини, піски, пісковики, конгломерати, рінь) породами. Строкатість формації виявляється насамперед у наявності в її складі різноманітних типів порід морського, озерного і лагунно-континентального походження.

Отже, склад верхньокрейдово-антроиогенових формацій АЧР, серед яких переважають карбонатні асоціації, їх шельфовий характер і плаїцеподібне розповсюдження, широкий розвиток трансгресій та відсутність вулканізму свідчать про їх утворення в умовах таласогенного геотектонічного режиму. Будова формацій таласогенного комплексу менш контрастна, ніж тафрогенного. Таким чином, дослідження вертикального формаційного ряду альпійського тектонічного циклу АЧР дозволяє виділити два структурно-формаційні комплекси, які відповідають двом етапам розвитку - тафрогенному і таласогенному - зі своєрідним стилем седиментації і тектогенезу.

2. ГЛИБИННА БУДОВА ЛІТОСФЕРИ РЕГІОНУ

Процеси мезозоіі-кайнозойської еволюції значною мірою вплинули і

на особливості глибинної будови АЧР. Завдяки сейсмічним дослідженням га глибокому розвідувальному бурінню в АЧР простежується пологе занурення на південь поверхні фундаменту та горизонтів осадового покриву. Структура ускладнена субширотною смугою гравітаційних мінімумі» сили тяжіння (Західно-Каркінітський, Каркінітський, Сиваський, Північно-Азовський), до яких приурочені Каркінітсько-1Іівніч>’окримський та Піннічноазовський прогини. В цій же смузі виявлено аномалію глибинного теплового потоку, а в низах консолідованої літосфери - потужну коро-мантійну суміш з аномально низькою сейсмічною швидкістю. Вказані ознаки дозволяють виділити тут рифт (“Половецький”, за В.В.Глушком ,1975; “Одесько-Джанкойський”, за

В.В.Соллогубом та in., И)82; “Чорноморсько-Кавказький”, за О.О.Орловим та ін. ,1991). На терені відслоненої частини Українського щита (УЩ) виявлено основні закономірності геофізичних характеристик окремих геологічних структур. З поширенням цих характеристик на окраїну ССГІ південніше відслонень УІЦта аналізом простягання окремих комплексів формацііі фундаменту ССИ, розкрито основні риси глибинної будови цього регіону. Тут виділяються давні куполовидні геоструктурні елементи, розділені шовними зонами - сутурами. Це Вузько-Дністровський і Придністровський архейські масиви (нротонлити). Перший за геофізичними характеристиками під покривом осадових відкладів простежується від У1П далеко на південь. Його контури в Західному ІІричорномор”ї обмежують Вншшвсько-Лнманська і Фрунзенсько-Арцизька сутури. Придністровський масив простежується від УІЦ на південь і обмежується Салгірсько-Октябрською та Конксько-Вілозерською су бм е j) и д і опальним и сутурами . К іровоград-Жито.мирський та Прназовський масиви теж складені давніми архейськими формаціями. Однак вони значно більше перероблені протерозойською тектоно-магматичною активізацією. Трохи інше структурне положення займають Одеська, Криворізько-Кременчуцька та Горіхово-Павлоградська ранньо-середпьопротерозойські складчасті зони. Вони являють собою добре виражені лінійні структури, їм властивий субмеридіональний напрямок, причому найбільш вивчені Криворізько-Кременчуцька та Горіхово-Павлоградська зони своєрідно "облямовують” куполовидні структури архейського Придніпровського масиву, що фіксується в напрямку простягань окремих синклінорій) та антикліноріїп.

Таким чином, намічаються два iiiutviih фундаменту ССІ1, зумовлені давніми жорсткими архейськими масивами - Вузько-Дністровським і Придністровським (ІІавлюк, Вогаєць, 1978). Це підтверджується геофізичними даними. На структурній схемі розділу Мохо (Соллогуб, H)S(j) помітно, що в АЧР смуга найбільшої товщини земної кори приурочена до субмеридіоиа.тьної смуги, яка простягається від У 111 до південного узбережжя Гірського Криму. Товщина кори в ній смузі змінюється в межах 15-(Ю км. Вона дискордантно перетинає субшнротиі

структури Скіфського тектонічного поясу (С'і‘11) та Гірського Криму, що свідчить про незалежність її появи під цих структур. Природним виглядає її пояснення наявністю древніх дорифейських складчастолей ССІІ субмеридіонального простягання. Однак додаткових обгрунтувань вимагає максимальна товщина і нарощення кори саме під Кримським п-вом, адже тут знаходиться крайова частина ССІІ. І Іояспення цього факту наявністю вузлових ділянок .перетину субмеридіоиальних потовщених лон з лінеаментом субширотного простягання (Соллогуб, 1986) не може вважатися переконливим, оскільки конфігурація і морфологія смуги потоншеної кори не відповідає моделі перетину, та іі глибинного субширотного розлому, який би існував н самому центрі Рівнинного Криму, не зафіксовано. Другою, не менш виразною смугою потовщеної .земної кори в АЧР с субмеридіональна ділянка, приурочена до Одеського розлому, однак її максимальні значення ((>() км) розташовані на суші північніше м.Одеси, тобто значно північніше кримської аномалії. Третьою ділянкою, де товщина земної кори досягає 50 км, є Центральний»Кавказ та Ставропольський виступ . Між ділянками потовщеної кори простягаються смуги, де товщина кори відносно менша. Так, в районах між зоною Вранча і Одеським розломом, між Одеським розломом і Кримом, між Кримом і Кавказом товщина земної кори становить відповідно 10, З.Уі 35 км. Аномально тонкі ділянки земної кори зафіксовані •також в Чорноморській глибоководній западині, де потужність кори становить 20-.Ч0 км. Причому таке зменшення відбувається, головним чином, за рахунок редукції "Іранігної" верстви 15 центральних частинах Західно-'Чорноморської та Східно-Чорноморської котловин “Ірані і на" верства відсутня і фіксуються "базальтові вікна''. У зв'язку з цим цікаву особливість в будові Чорноморської глибоководної западини південніше Кримського н-на виявлено спеціальними геофізичними дослідженнями ГСЗ. Тут, приблизно в 50 км від берегової лінії, на глибинах 12-1/і км нижчі' осадової товщі зафіксована лінзовидна аномальна верства з граничними швидкостями поздовжніх сейсмічних хвиль (5,2-(>,3 км сек . Довжина цього аномального тіла складає біля 80 км, що сиіврозмірно з Кримським південним узбережжям» а товщина - всього 6 км. Тіло безпосередньо прилягає до сейсмофокальної зони з епіцентрами кримських землетрусів та збігається з крупною магнітною аномалії ю. враховуючи дані про аномально збільшену товщину земної кори в Криму, можна говорити, що в цьому регіоні відбувається підсув субокеанічіюї Чорноморської літосф-рноїмікроплити під Крим. Про цс свідчить і аналіз неотектонічної активізації АЧР. Очевидним є вилив тангенціальних зусиль, напрямлених з півдня на північ, з боку Чорноморської западини в бік Кримського и-ва. Тоді аномальне тіло можна класифікувати як ущільнену 4і ііриконтннентальнііі смузі приповерхневу товщу, що за генезисом нагадує акреціііиу призму. Цим механізмом можна пояснити і підняття Кримських гір. і итдепне падіння сейсмофокальної зони під

Крим.і “безграні гну". субокеанічну будову Чорноморської западини. Знаходить логічні* пояснення і майже трикратне збільшення товщини "базальтової" исрс'тші під Кримом порівняно .і товщиною цієї верстви в Чорноморській .западині. Гонка субокеаиічна безгранітна Чорноморська літосферна плита поглпшн ті,ся в ііііі лоні і нарощує, таким чштм. "базальтову" перетну розташованої північніше континентальної кори до товщини .'ММО км. Цеіі процес супроводжувався апдели товіїм магматизмом н Каркінітсько-Мівнічнокріїмському прогині, як проявом вулканічного фронту та магмогенеруючої ділянки лоїш поглинання. Своєрідна ‘‘парасубдукція" та супутня їй акреція н Чорноморському регіоні можуть бути узгоджені л геодинамічним режимом колізії Свразійської та Африкано-Аравійської літогферннх плит. Поява астеноліту н Чориоморськііі лападині (Чекунон, ІЇ1Н7; НИ)2) спричинена, вочевидь, "збудженням” астеносфери ла рахунок задуговот спредингу. Адже закриття океану Тетіс н альнііігьку тектонічну епоху викликало появу вулканічних дуг та задугових басейні» ІІаратетісу (Зоненшайн и др.. 1987), и яких проявився потужніш розтяг.

Лля з'ясування особливостей глибинної будови земноГкори і верхньої мантії Ллово-Чорноморєького шельфу проведено математичне моделювання щільності літосфери північно-західної частини шельфу Чо])іюп) моря н межах Каркіїїітсько-ІІівнічпокрпмського рифту (Ііоііко, ІІавлюк, Н)9(>). В результаті моделювання виявлено, що в напрямку на північ різко зростає товщина літосфери АЧР і, особливо, “базальтової" вергти. Характерними особливостями ролрілу літосфери шельфу Чорного моря є чітке горизонтальне розшарування верств, прич чу вперше в “базальтовій" верстві регіонально простежується чпка поверхня горизонтального розділу, то зумовлює її поділ на дві смуги" “базальт-І" і “базальт-П”. Цей факт та виявлення у верхах літосфери похилих границь між блоками з різними значеннями щільності свідчить про вилив не лише вертикальних, а іі горизонтальних тектонічних зусиль в еволюції структури літосфери. Значне потовщення "базальтової” та “гранітної" верств літосфери у відносно вузькі іі смузі та розшарування “базальтової" верстви підтверджує глибинний підсув та тектонічну компресію в крановій зоні СОЧІ. Ці глибинні процеси резонансно відбилися в особливостях структури осадового покриву АЧР.

3. ОСОБЛИВОСТІ СКЛАДЧАСТОСТІ ОСАДОВОГО ПОКРИВУ

Уявлення про тектоніку території АЧР склалися лав дяки дослідженням О.П.Карпінського,'А.Д.Архангельського, М.С.ІІІатського, К.1.Макова, М.В.Муратова, В. Г. Бондарчука. З нагромадженням геологічних даних вони суттєво уточнювалися, створювалися нові схеми тектонічної будови регіону (О.Т. Богаєць, В.С.Бураковський, І. А. Гаркаленко,

М.(.'.Герасимом. В. 15. Глушко, 15.Л.Гуревич. Іі.I.Денега. Г.Х.Дікінпітеіін. Г. І і .Доленко, С'.М Захарчук, О. К). Каменецький, А. 3. Краснощок, Г. А.Личаї'іи, Я. 11. Маловіцькпіі. N1.15.Муратом, ІМ5. Палійський, 0.1. Париляк, МЛ. Паїіліок, /I. К). Панченко, Л . Г. Плахотнии,

15.М. Полухтовпч, М. Р.Пустильников, АЛ .Самсонов, (5.1>. Сологуб,

О.С.Ступка, І.І.Чебаненко, А.В.Чекунов, П.1.Черняк. М. В.Чнрвінська, А. Іі.Шлезінгер, Н.Ф. Шпак, В.В. ІОдін та ін.). Більшість дослідників сьогодні розвішають погляди М.В.Муратова, який виділив між краєм докембрійської Східно-Свроиейської платформи і альпійськими спорудами Карпат, Пал кап, Криму, Кавказу і Копетдагу область иалеозой-ранньомезозоііської складчастості (Скіфську плиту чи Скіфський тектонічний пояс). Хоча в останні роки піддасться сумніву правомірність виділення Скіфської плити (Ступка, 1994), однак щодо тектонічного районування АЧР на рівні структур альпійського осадового покриву, то наявний і досконало вивчений фактичний матеріал дозволяє дослідникам, практично без дискусій, виділяти такі структурні зони : 1) Південноукраїнську монокліналь; 2) систему Причорноморсько-Азовських прогинів; 3) зону піднять Скіфського тектонічного поясу (СТ11); Л) зону прогинів, що відокремлюють підняття СТІ1 від альпійських гірських споруд; 5) альпійські гірські споруди Криму і Кавказу; (і) Чорноморська глибоководна западина. Майже всі ці зони упродовж формування зазнавали неодноразової перебудови тектонічних планів, успадкування, накладання структур та інверсійних рухів. Ці аспекти, а також проблема генезису альпійського покриву викликають жваві суперечки.

На сьогодні в геологічній літературі утвердилася традиційна думка про значні масштаби вертикальних тектонічних рухів іа їх вирішальний вплив на формування регіональної та локальної складчастості АЧР. Однак нові матеріали свідчать, що ці рухи були лише частиною складнішого геологічного процесу. Зараз вже відомо чимало поки що окремих, розрізнених фактів, аналіз яких дозволяє впевнено стверджувати значну ролі, в історії розвитку регіону горизонтальних рухів. Зокрема, інтенсивні горизонтальні зусилля проявилися в структурі Північної Придобруджі, особливої! ІІпжньопрутськиі зоні і Молдавській западині (Мпгеяап, 1975; Романов, 1976; 'Гектопика Украины, 1988; Ларченков, 1991). Останнім часом новітні геофізичні матеріали із застосуванням принципів сепсмостратиграфії дозволили М.С.Герасимову (1992) виділити в Західному Причорномор'ї окремі блоки насувного, підкид-насувного та зсувного характеру. Інтерпретацію фактичного матеріалу Рівнинного Криму а точки зору виявлення складчасто-насувних структур здійснено

ІО.В.Казанпевим (1979,1982) та Ю.В.Казанцевпм і Н.І.Иехер (1987). Диз'юнктивні дислокації Рівнинного Криму вперше описуються цими авторами як насуви, що мають круті нахили площин зміщення поблизу денної поверхні та пологі на глибинах 15-5 км. Серйозну спробу дослідити насувні дислокації в Гірському Криму зроблено також І.В.ІІонадюком і

ІЗ

С.Є.Смірновим (1991) та В.В.Юдіним (1994; 1996). В останні роки, у зв’ язку з будівництвом Кримської АЕС отримано цілий ряд даних, що дозволило по-новому інтерпретувати структуру Індоло-Кубанського прогину (Герасимов, 1991; 1994). Передовсім слід зазначити, що геофізики вперше інструментально зафіксували насувний характер основних субширотних розломів АЧР, виположування площин насувів з півдня на північ та асиметричність зони дислокацій в ділянці перикліналі прогину. Переінтерпретація геофізичних досліджень дала можливість (Попович, 1989; Исмагилов и др., 1991) виявити структури тангенціального стиснення і в Азовській акваторії.

Здійснені нами структурні побудови відображують складну картину локальної складчастості АЧР по всіх горизонтах осадового покриву. Особливістю її є переважання субширотних розривів, скупчення локальних структур в чолових, фронтальних ділянках розривів, лінійність і зональність у розміщенні локальних антиклінальних складок, кулісоподібне їх зчленування та висока щільність останніх на одиницю площі, що не властиве германотипній складчастості.

При аналізі структури осадових комплексів АЧР майже в усіх його частинах вздовж смуги глибокого занурення південної окраїни СЄІІ виділяються ділянки з характерним “обернено-ступінчастим типом складчастості”, який утворює клавішну зональність в структурі Південноукраїнської монокліналі. Оскільки розломами зачеплена не лише поверхня фундаменту, але іі горизонти крейдових і, частково, палеогенових утворень, пояснення описаного явища слід шукати вже в альпійській тектоніці. Нами висунуто думку (ІІавлюк и др., 1991) про колізійний характер цих дислокації!, зумовлений зіткненням в альпійську-тектонічну епоху Євразійської та Африкано-Аравійської літосферних плит.

Горизонтальні • зусилля, що проявилися в АЧР на мезозойськокаішозойському етапі, не обмежуються лише тангенціальним стиском. Геодинамічна еволюція цієї ділянки літосфери була складнішою. Аналіз карт ізопахіт і фацій осадових формацій регіону свідчить, що у ранньокрейдоииіі час депресійна лона, що включає Північнолзоиєькиїі, Каркінітсько-Північнокримськиіі прогини, виникла за рахунок не лише “чистих” вертикальних рухів опускання, а також розущільнення і розтягу. Таким чином, викладений матеріал переконливо свідчить про наявність принаймні двох режимів в альпійському етапі розвитку Азово-Чорноморського регіону: рлнньокреіідового, якому властиві геодинамічні зусилля розтягу та пізньокрейдово-четвертинного, що характеризується регіональним стисненням та ізостазією. Насувні дислокації в значній мірі визначили стиль мезозоіікаііно.іоіієької тектоніки АЧР. Це доведено експериментальним тектоно-фізичннм моделюванням процесу формування антиклінальних складок (ІІавлюкта ін., 19%). На моделях відтворювався Механізм формування антиклінальних складок в різних умовах

и

напруженого стану, зокрема при різних комбінаціях дії вертикалі,них і горизонтальних зусиль. В результаті одержано структурні форми, близькі за будовою до натурних об’ єктів. Вони відтворюють механізм появи структурних форм тішу “обернено-ступінчастоїзональності'', підгорнутих асиметричних регіональних та локальних антиклінальних піднять, розвиток насувних літотектонічних пластин та насувів з різними амплітудами та кутами падіння. Аналізуючи особливості регіональної структури осадового покриву АЧР, необхідно відзначити загальне субширотне простигання усіх структурних форм, часте чергування додатніх і від'ємних елементів, певну успадкованість, тектонічне обмеження більшості структур, кулісоїюдібне зчленування).

Таким чином, в результаті комплексного аналізу встановлено активну участь горизонтальних рухів у формуванні тектонічних структур. Виявлено цілиіі ряд невідповідностей локальної та регіональної складчастосте» германогишіііі. По-перше, це дуже висока щільність розміщення антиклінальних складок, яка в межах північно-західної ділянки шельфу Чорного моря досягас 8-10 складок на 1000 км2. Подруге, морфологічно локальні підняття - це, у переважній більшості, брахіантикліналі та видовжені складки при незначнії! кількості куполовидних. ізометричних структур. По-третє, біль шості локальних піднятті» нлаггина асиметрична будова при крутіших і коротших північних крилах, що наближує їх до тину підгорнутих складок. По-четверте, часте ускладнення північних крил локальних складок і регіональних структур субширотними розривами, що мають характер лістричних. По-п'яте, лінійне субширотне, контрольоване розривами простягання локальних піднятті», які кулісоїюдібно зчленовуються, що створює зональний розподіл складчастості та розмежування складок на своєрідні літотектонічні пластини. По-шосте, наявність .в регіональній структурі АЧР субшпротної “обернено-ступінчастої зональності”, коли поверхні блоків моноклінального схилу ускладнені иідкидами. Такі особливості не властиві илатформовій складчастості і свідчать, що вона тут перехідна

- від германогииної до альпіпотиішої.

А. ІСТОРІЯ ГЕОДИНАМІЧНОГО РОЗВИТКУ І РЕКОНСТРУКЦІЯ ФОРМУВАННІ ГЕОСТРУКТУРИ

З мстою розкриття еволюції регіону та впливу на цей процес глобальних геодинамічних факторі» проведено комплексний аналіз результатів міжнародного геологічного проекту “Тетіс" та матеріалів щодо північного обмеження палеоокеану Тегіс: регіону, до складу якого входить Причорноморська ділянка південної окраїни С('11 (Павлюк, 1971; 1974; 1990; 1992: Павлюк, .'Іадьіженскиіі, 1993). Зіставляючи результати аналізу розвитку північної та південної окраїни Тетісу, вдалося по-новому висвітлити будову Азово-Чорноморського шельфу, розшифрувати

характер його геодинамічного розвитку. І Іри цьому значна кількіст ь досі суперечливих факті» знайшла природне логічне пояснення.

.15 мезозой-кайнозої и глобальному масштабі сформуєшся Альнійсько-Єередземноморський складчастий пояс. Розрахунок положеним поясі» обертання і кутових швидкостей літосферних плит паїїколо Тетіса та шш'іения векторів підносних рухів уздовж північного і південного узбережжя Тетіса (Єавостип п др.. 1987) показує, що цей пояс виник за рахунок субдукпії океанічної кори Тетісу прн зближенні і зіткненні Євразії та Африки. Ппаслідок міграції полюсу відносних переміщень Африканського і Євразійського континенти! характер взаємодії цих плит змінювався під лівосторонніх зсунів у юрський період до маііже торцевого зближення в третинний час. Геологічні розрізи та склад і типи формацій альпійського складчастого поясу ЛЧР свідчать, що н мезозої на південному облямуванні "Тетісу існували умови шельфоного осадконагро.маджепня, тобто фіксується пасивний тип континентальної окраїни (Казьмин и др., 1987; Єавостпн и др., 1987). Проведений нами формаційний аналіз мезозойських відкладів ЛЧР на схід від Одеського розлому в сукупності з даними по ІІередкавказзю свідчать, що » тріас-юрськнй період регіон був активною континентальною окраїною західно-тихоокеанського типу. Північна окраїна Тетісу упродовж останніх 190 мли.років складалася з окремих вулканічних дуг. И тилових частинах цих дуг утвурилисн самостійні осадові басейни. Границею відокремлення вулканогенних комплексів окраїни Євразійської літосферної плити і Гондванської шельфової ^країни стали офіолітоні шовні зони Загроса, Малого Кавказу і Турції.

Тип магматизму, а також матеріали геофізичних досліджені» підтвердили припущення про те, що сучасні Чорне і Каспійське моря є реліктами тилових басейні», які виникли внаслідок снредингу позаду крейдово-палеогенової острівної дуги. Ці окраїнні моря (Иара-Тетіс), утворені в кінці ранньої крейди, поступово розширювались. Н еоцені вони досягли максимальних розмірі» (900 & .4000 км) і з'єдналися в єдиний басейн, що займав сучасні акваторії Каспійського, Чорного морів та терени Кавказу і Мізіііської плити. Починаючи з цього періоду, відбувається його скорочення. Особливо це добре видно у зіткненні центральної ділянки акваторії, місце якої 'зайняв зараз складчастий Кавказ. Про належність глибоководних Каспійської та Чорноморської западин до типу задуговнх басейнів, утворених процесами розтягу свідчить і відсутність в їх центральних частинах “гранітної" верстви. У новітній історії Чорного моря знайшли відображення тенденції до збільшення швидкості зближення Аравії з Євразією. Це сприяло висуванню Аравійського виступу далеко на північ і зіткненню його першини спочатку з Кавказькою острівною дугою, а потім просуванню його до континентальної Євразійської окраїни (Зоненшайн, .Те Пишон, 1987).

На самому Аравійському континентальному виступі відокремлюються

If,

два висунутих блоки нижчого рингу, на торцях яких безпосередньо йшло посилене зіткнення і згромадження коптнпент;ілі>іиіх масивів, які утворили складчасті гряди Таїірил і Кіршехіру. .і одного боку, і Даралагезу - j другого. Перший напрямок зусиль компресії націлено на центральну частину акваторії Чорного моря і далі до Кримського п-ва, другий - на Південно-Вірменський блок Кавказу.

Нерівномірну за інтенсивністю стиску м'одинамічну обстановку на фронті зіткнення літосферних плит в Чорноморському регіоні посилювали і нерівності Євразійської континентальної окраїни. 15 процесі компресії Кримський і Ставропольський виступи Євразійського континенту виявилися на стику з відповідно Кіршехірським і Даралагезьким блоками з боку Лфрикаио-Лравійського континенту (Навлюк, Ладьіженский, 1993). При цьому зіткнення тут супроводжувалося иокроіюутворенням, складчастістю та формуванням гірських споруд Криму і Кавказу. Таким чином, утворилася не рівномірна площина стикування двох літосферних плит, а рельсфиа - з виступами і нішами. Саме до ніш континентальної окраїни (’СІ І приурочена більшість від'ємних ізостатичних аномалій сили тяжіння в Чорноморському регіоні , які на підставі моделювання трактуються як зони розущільнення в літосфері (Нойко, Павлюк, І99(>).

Геодинамічний режим Азово-Чорноморського регіону в альпійську тектонічну епоху зумовив не лише великі переміщення літосферних плит і блоків, а й сприяв різномасштабним горизонтальним зміщенням в осадовому покриві, виникненню тут піар'яжів. розвитку паеувів і зсувів, лістричних розривів. 15 таких умовах уздовж фронтальних насунів формуються лінійні зони локальних антиклінальних складок, потенційних пасток нафти і газу.

Таким чином, еволюція регіону в мезозой-кайнозої тісно пов”язана з особливостями нафтогазова громадження.

5. ЗАКОНОМІРНОСТІ НАФТОГАЗОНАГРОМАДЖЕННЯ

Розглянуто історію пошуків нафти і газу в надрах Азово-Чорноморського регіону, починаючи з другої половини XIX ст.і схарактеризовано усі родовища вуглеводнів, що відкриті в акваторіях українського шельфу Азовського та Чорного морів. Представлені структурні карти та геологічні розрізи по окремих родовищах. Охарактеризовано глибини залягання, компонентний склад та запаси усіх покладів газу і газоконденсату, а також розподіл вуглеводнів у геологічному розрізі та по площі. Характерною особливістю усіх покладів природних вуглеводнів в акваторіях А ЧІ * < приналежність їх за фазовим складом до газових і газоконденсатних. Нафтових родовищ не виявлено. Розміщення родовищ характеризується яскраво вираженою субширотною зональністю. В геотектонічному відношенні відкриті родовища знаходяться в таких структурно-тектонічних елементах: Індоло-

Кубанському прошмі < Північно-Керченське). Ліонському палі (Морське. Стрілкове) та Каркінітсько-І Іівиічнокрпмському проти і (Го.тіцпнське. ІІіпд(Чіі(о-Го.тіцинеьке. 111м ідт івське, 111 гормоне. Кримське, Одеське, Архангельське). Нони входять до Каркіпітсько-Пітіічпокримського. Центрально-Азовського та Індо.то- Кубанського нафтогазоносних районів. Виділено окремі нафтогазоносні комплекси як ок|>емі формації чи груші формацій, що [імітують поклади природних вуглеводнів і характеризуються сприятливими структурними та літолого-фаціальнимп умонами для їх нагромадження та збереження (Доленко и др., 1971: 1975; Нефтегазоносные провинции..., 1985). Проаналізовано геолого-геофізичні матеріали щодо будопн окремих антиклінальних складок та зроблено спробу по-новому класифікувати локальні структури, що містять пастки нафти і газу, з урахуванням виливу тангенціальних порухів (Рачірік, 1994; 1996). .’Запропонований варіант дозволяє відтінити роль горизонтальної складової тектонічних рухів в геологічному процесі формування складок. В класифікації виділено локальні структури і різновиди вуглеводневих пасток, що утворені в геодинамічних умовах розтягу та тектонічної компресії. Серед останніх - складки, сформовані в різних ділянках (ешелонах) ліготектоиічних пластин, ('кладки першого ешелону утворились у фронтальних (чолових) ділянках пластин. їх північні борти значно крутіші південних та ускладнені розривами. Типовою складкою цієї моделі г структура Голіцина на шельфі в нівнічно-західнііі частині акваторії Чорного моря . ('кладка лінійно витягнута в широтному напрямку: за ізогіпсою 21.50 м мас двосклепінну будову, північне крило більш круте і порушені* насувом. Характерно, що амплітуда нідкиду зростає з глибиною. Це може свідчити про лістрнчний характер розриву. Аналогічну будову мас Одеське родовище. До цього класу складок в АЧР приурочені пластово-тектонічно екрановані та пластово-склепінні поклади газу, ('кладки другого ешелону сформовані в тилових частинах літотектонічних пластин. Найчастіше вопи розташовуються за складками першого ешелону, займаючи положення тилових з півдня. Характерною складкою цього типу с Південно-Голіцинська, яка, порівняно

з Голіцинською, мас більш заокруглені форми, значно пологіші кути падіння крил, вона не така видовжена. Цей клас складок не зачеплений розривною тектонікою. До такого класу складок в АЧР приурочені пластово-склепінні поклади вуглеводнів. Другий тин складок в регіоні та пов’язані з ним поклади вуглеводнів входять до плікативних зон, що перебувають у спокійніших тектонічних умовах і мало або зовсім не зачеплені дистрофізмом. До районів поширення таких складок належить Південно-Українська монокліналь та окремі більш стабільні зони Азово-Чорноморського шельфу, Рівнинного Криму та Західного Причорномор'я. Моделі структурних форм цього типу являють собою брахіантикліналі та монокліналі. Основні тиші покладів вуглеводнів - це пластово-склепінні та пластоні літологічно екрановані. Третій тип локальних складок

поширений і! Керченсько'Німанському мі;кіі<ч>іікліп>му прогині, де фіксуються максимальні потужності глинистих утворень майкопської формації. Завдяки своїй пластичності, найбільш рельєфно відображують глобальну тенденцію геодинамічного стиснення. Під ііого дією пластичні обводнені глини зазнають найбільшої компресії, тектонічного згромадження і витискуються догори, протикаючи менш пластичні осадові породи . Цей режим зумовив широкомасштабний глиняний діапіризм. Тут можна виділити три класи складок, які відповідають різним за інтенсивністю стадіям компресії та діапіризму. Па цій підставі памп виділені перспективні типи складок та пов'язаних з ними різновиді» пасток, які можуть бути виявлені в АЧ І*.

Важливим результатом детальних структурних дех'лідженьє виділення районів, які в нафтогазоносному плані суттєво відрізняються за цілим комплексом ознак: розмірами локальних складок, ступенем їх впраженості, морф>логічнпм типом, співвідношенням структурних планів, щільністю структур па одиницю площі. За цими ознаками акваторії шельфів Чорного та Азовського морів .займають відособлену позицію в порівнянні з сушею Рівнинного Криму. Як показано вище, Кримський її-» знаходився на торці зіткнення літосферних плит, в тон час як північні шельфи Чорного та Азовського морів - відповідно у нішах колізійної смуги. Саме впливом різних за величиною геодинамічних напруг компресії пояснюються памп більші розміри локальних складок в цих акваторіях та менша їх кількість на одиницю площі- N цьому контексті иафтоі а:юн(х-ніггь акваторіальних ділянок АЧ І’оцінюється нами як значно перспективніша порівняно з територією Криму.

6. ГЕОДИНАМІЧНІ РЕЖИМИ ТА КРИТЕРІЇ НАФТОГАЗОНАГРОМАДЖЕННЯ

Ідеї неомобілізму на сучасному етапі розвитку нафтогазової геології стимулювали появу нових підходів у вивченні проблем нафтогазоносності, формування та еволюції нафтогазоносних провінцій. Н цьому плані на перше місце виходить геодинамічний підхід як метод аналізу геологічної еволюції з урахуванням глобальних геологічних процесів. З' явились узагальнюючі геодинамічні моделі розвитку нафтогазоносних провінцій (І1ПІ), що враховують комплексні геолого-геохімічні та термодинамічні умови (Доленко, 1980; 1986:1990; Гаврилов, 1986; Хаин идр., 1989; та ін.). _

Найбільш універсальною в розглядуваному аспекті (і це визнають навіть опоненти) є геологотеохімічна модель еволюції нафтогазоносних провінцій різного геодинамічного режиму Лі формування в них нафтових і газових родовищ, запропонована академіком Г.Н.Доленком (1990). Формування НГП, генерація, міграція та акумуляція нафти і газу, за Г.Н.Доленком, - це ці лігшій геолого-геохімічиий процес. Субдукція

океанічної кори (її тому числі і н игирямому її прояві) призводить ло колізії, утворення сучасної структури Ill'll, а при досягненні астеносфери

- викликає її збудження, внаслідок чого тут створюються термодинамічні умови для синтезу вуглеводнів. Останні через глибинні розломи мігрують вгору і нагромаджуються у пастках осадового покриву.

Геодинамічний аналіз ЛЧІ\ що включає виявлення статичної сучасної геологічної структури регіону шляхом інтерпретації геолого-геофізичннх досліджень та аналізу геодинаміки розвитку Чорноморського басейну свідчить про колізійний характер формування ЛЧР і певну відповідність моделі Г.Н.Доленка. Геодинаміка ЛЧР в альпійську тектонічну епоху визначалася закриттям пллеокеану Тетіс та утворенням тилових басейнів Паратетісу з проявами задугового спредингу. Розвиток Чорноморського басейну, якиіі заіімав проміжне становище між континентальною окраїною Євразії та вулканічними острівними дугами, пов'язаний з кількома періодами активізації внаслідок розтягу літосфери і розкриття морських басейнів. В ЛЧР відзначено три основні періоди активізації задугового спредингу Паритет і су: тріас-раиньоюрський. п і зньо юрсько-раніи.окрейдовнй та олігоцен-міоценовий. Ним періодам відповідає час активного формування Чорноморських глибоководних западин га виникнення рифтовнх прогинів: Таврійського, Каркінітсько-[Іівнічнокримського та Індоло-Кубанського. Природно, що режим рифтогенів сприяв надходженню глибинних гідротерм з флюїдами вуглеводневого ряду. В останні .'і.ї мли. років тут переважали зусилля стиску, що призвело до посиленого прогинання боргів Чорноморської западини і формування в їх межах крупних антиклінальних структур (валів і нідняпів), перспективних для акумуляції вуглеводнів. Такі умови типові для Каркінітсько'ІІівнічпокримеького та Крилопського прогинів та акваторіальної частини Варненської та Західно-Нвксппської западин, де внутрішні частини ускладнювались інверсійними складками постеоцсчіового етапу. Синтез, міграція і накопичення нафти і газу почалися тут. імовірно в олігоцен - пліоцені, коли йшло становлення сучасноїструктури Кримсько-Чорноморської ИПІ. 15 цей же час відбулось збудження астеносфери, яке спричинило перебіг процесу нафтогазоутвореннн з наступним транспортуванням продуктів по розломах у пастки осадового покриву, особливо у акваторіальні (шельфові) їх ділянки. Геодинамічний аналіз свідчить, що колізійний режим

U 1

пафтогПзонагромадження в Азово-Чорноморському регіоні мав свою ■специфіку. При визначальному характері глобального субдукційного процесу і колізії він був, однак, ускладнений суттєвим впливом рифтогенезу. викликаногозадуговим спредингом. Враховуючи можливість надходжень глибинних вуглеводнів в час виникнення системи задуговпх рифтів, важко, проте, допускати ф.>р,мгиапня родовищ v той час, оскільки тоді не існувало необхідних умов для акумуляції і збереження вуглеводнів. Ііільша частина їх була, очевидно, розсіяна в атмосфері. Однак відомо,

що поствулканічні, гіостгідротермальні системи приурочені не лише до основних фазтектономагматичної активізації, а діють значно триваліший час і залежать від глибинної дегазації. Можна думати, що вона в білМпій мірі зумовлена міграцією по иострифтових розломах, а також дифузною міграцією вуглеводнів (Ларченков, 1991), ніж темпами та інтенсивністю прогинання. Таким чином, вирішальну роль у нафтогазонагромадженні АЧР відіграв саме колізійний режим та задуговий спредпиг як завершальні механізми формування геоструктурн, що забезпечили утворення сучасних резервуарів вуглеводнів. Такий тектонічний режим визначив ряд геодинамічних критеріїв, що можуть бути використані при пошуках вуглеводнів. Оскільки структуроформним елементом альпійської тектоніки виступають субширотні розломи, які контролюють простягання і генетичний тип локальних складок, пошуково-розвідувальні роботи слід орієнтувати на детальніші геолого-геофізичне вивчення морфології розривів та їх простягань у шельфових ділянках.

При інтерпретації результатів геофізичних досліджень, необхідно враховувати природу насувних дислокацій, їх напрямленість і використовувати ці дані при зіставленні з геологічним матеріалом. Це дозволить передбачити відповідні зміни з глибиною ліній осей та склепінь складок.

Геодинамічний підхід до оцінки перспектив нафтогазоносності значно розширює можливості виявлення нових типів складок - пасток нафти і газу, які ще не виявлені в АЧР, а саме нідсувних, горстових (клиновидних), шовних, пов' язаних зі скидами тощо.

7. ЗІСТАВЛЕННЯ ЕВОЛЮЦІЇ ТА

НАФТОГАЗОНОСНОСТІ АЗОВО-ЧОРНОМОРСЬКОГО І БАРЕНЦОВОМОРСЬКОГО ПЕРИКОНТИНЕНТАЛЬНИХ ШЕЛЬФІВ СХІДНОЄВРОПЕЙСЬКОЇ ПЛАТФОРМИ

Дзово-Чорноморський та Наренцовоморський шельфи в сучасній геотектонічній позиції займають периконтинентальні ділянки окраїни ССИ: Азово-Чорноморськнй - південну, Наренцовоморський - північну, їх геологічна будова та нафтогазоносність значною мірою визначалися процесами .еволюції, зокрема, геодинамікою окраїн Європейського палеоконтинепту, формуванням специфічних окраїнно-континентальних структур упродовж минулих тектонічних епох. Еволюція шельфів на периферії палеоконтинепту залежала від геодинамічних процесів, які відбувалися і! сусідніх геоструктурах. що оточували континент.

Аналіз та зіставлення будови Ііаренцовоморського та Чорноморського шельфів дозволяють зробити певні висновки щодо спільності їх характеру. Це, по-перше, близька геотектонічна позиція акваторій на перпкліналях (Ч'ІІ. По-друге, земна кора як Ііаренцовоморського, так і Чорноморського шельфів маг триярусну будову і складається з “базальтової", "гранітної"'

та осадової персти. потужність яких та співвідношення в обидвох регіонах змінюються у значних інтервалах. По-третс, в Варенцовоморській та Чорноморській акваторіях наяіші ;юин потоншення кори та безгранітні ділянки (“базальтові вікна”). По-четверте, в обох акваторіях відзначаються зони розтягу і деструкції, з якими пов'язані смуги гравітаційних мінімумів і для яких характерні підвищені значення теплового потоку та наявність ісоро-мантіішої суміші, що властиве рпфтовим структурам. В Варенцовоморському регіоні, як і в Чорноморському в мезозой-кайнозойських комплексах виявлено значні запаси вуглеводні». Водночас відмінною рисою будови акваторій є більш диференційований склад Варенцономорського фундаменту, що включає складчасті комплекси різного віку консолідації - карельського, байкальського і каледонського. Для Варенцового моря характерним є наявність крайових паем каледонського (норвезького) та пізиьогерцинського (новоземельського) тектогенезу, що облямовують акваторію шельфу відповідно з заходу і сходу.

Результати математичного моделювання щільності літосфери (Бойко, ІІанлюк, 199.4) свідчать, що земна кора і верхня мантія Варенцономорського регіону розмежовані на окремі вертикальні блоки, які розділені лініаментами. Глибоководні жолоби шельфу добре зіставляються з конфігурацією ролущільненпх зон. Це - одне із свідчень трипалого успадкованого та однонапрямленого процесу розтягу літосфери Варенцового моря (Геодинамика и нефтегазоносность Арктики, 1993).

Структура осадового покриву Варенцовоморського шельфу мас успадкований характер розвитку. Основні зони осадконагромадження з максимальними потужностями в пізньому мезозої здебільшого успадковують структуру пгьтеозой-ранньомезозойських рифтів, заповнених вулканопчіно-теригенннми утвореннями. Саме над рифтогена.чи н юрський і крейдовий періоди утворюються обшириі синеклізи. В кайнозойський час домінують блокові порухи з переважанням піднятті». Накладений характер тектонічні порухи мають лише вздовж архіпелагу Нова Земля, де вони пов'язані з насувними процесами сусіднього Урал-ІІайхойсько-

I Іовоземельського складчастого поясу та вздовж сучасної бровки шельфу в новоутворених рпфтах, що спричинене розкриттям Атлантики та Північного Льодовитого океану, і Іей процес створив розгалужену мережу окраїнно-континентального рифтогепезу.

Переважання розтягу на Варенцовоморському шельфі упродовж мезозойсько-кайнозойського часу зумовило розвиток рифтогенних структур (перм-тріас) та успадкованих ними синекліз (юра-неоген). Така геодинаміка, в свою чергу, викликала і появу різних структурних форм, що акумулювали природні вуглеводні. Пастками, що вміщують скупчення вуглеводнії) в Варенцоїюму морі, с структурні антиклінальні підняття.

Таким чином, дослідження еволюції північної акваторіальної окраїни Східпо-Свроні'йської платформи, яка включає Варенпоиоморськнй

шельф, показує, що її формування упродовж огіанніх .445 млн.років. .! кінця девону, проходило переважно і! умовах насипної контипеиіальної окраїни. Цей процес відбувався на тлі потоншення континентальної кори га її деструкції (ІІавлюк та ін.,199.4). Ній зумовлений глобальним» зусиллями розтягу, які спричинили наяішісп. у краііонііі частині ССИ розгалуженої рпфгопої системи та блокової роздробленості літосфери. Саме через це н осадовому покриві Ііаренцовоміірського шельфу відсупія дрібна, малоамилітудиа локальна складчаст м,. характерна для Азово Чорноморського шельфу.

Для Ііаренцовоморського шельфу шізначальннми були зусилля розгягу та рифтогецез, які утворили прості платформові антикліналі і крупні структурні пастки вуглеводнів із запасами і! триліонн кубічних мі-трів газу. Геодинамічними ситуаціями, на пашу думку, пояснюються і режими нафтогазонагромаджепня - колізійний и Дзово-Чорноморському регіоні та рнфтогенно-депрееііінпн н Ііаренцовоморському (Иавлюк, 1990; Рау| рік, 1996). Така відмінність спричинює і різні підходи до вивчення районів, прогнозування перспективни.Ч ділянок, критеріїв нафтогазоносності та оцінки потенційних ресурсів вуглеводневої сировини.

і і

ВИСНОВКИ

15 результаті проведених дех’ліджень з геодинамічних позицій з'ясовано історію геологічного розпитку Азово-Чорноморського регіону в завершальну альпійську епоху тектогене.чу та її внлнв на умови та критерії нафтогазонагромадження. .

Геологічна історія досліджувалася шляхом виділення та геодинамічної характеристики мезозой-кайнозойських формацій АЧ І*. На цій основі встановлено дві геодинамічні стадії в історії розвитку регіону. Перша стадія - тафрогенна - характеризується нагромадженням потужних вулканогенно-теригенних формацій лише- в межах вузьких і видовжених тектонічно обмежених прогинів типу Каркінітсько-ІІівпічнокримського рифта з геодинамічним.режимом розтягу. Друга стадія - таласогепна - з властивим їй широким розповсюдженням трансгресій і розвитком шельфових формацій, в тому числі карбонатних.

Аналіз глибинної будови північної ділянки АЧ Р дозволив нам пояснити зовнішні кути фундаменту ССІІ жорсткими архейськими масивами (протонлитами), облямованими ранньо-середньонротерозойськнми складчастими структурами до .напрямку яких пристосовувались і пасма байкалід, і навіть структурні форми нижніх ярусів осадового покриву. Доведено, що стикування Євразійської і Африкано-Аравійеької літосферних плит в межах ДЧР значною мірою залежало від конфігурації контактних країв цих плит. Утворилася не рівномірна чглощина стикування, а рельєфна з виступами і.нішами. Нами встановйеМУ/що в проміжках між виступами в “колізійних нішах” поміркованішої

тектонічної компресії і згромадження локальні підняття мають більші розміри, меншу.контрастність; вказані ділянки мають меншу тільність антиклінальних підняті.. За цими ознаками “колізійні ніші” охарактеризовані як більш перспективні нафтогазоносні ділянки АЧР. Геодинамічний режим Лзоно-Чорноморського регіону в альпійську тектонічну епоху зумовив не лише великі пересування літосферних плит і блоків, а й сприян різномасштабним горизонтальним зміщенням в осадовому покрипі, виникненню тут шар'яжів, розвитку насувів, ретронасувів, зсувів, лісгричних розривів,, літотектонічних пластин, характерної 'обернено-ступінчастої тектонічної зональності" тощо. Структурні побудови, виконані із залученням новітніх даних сейсморозвідки і буріння в Лзоно-Чорноморському шельфі, підтверджують вирішальний вплив тангенціальних напруг стиску на формування регіональної і локальної складчастості. Насувні дислокації стають основними структурними елементами, які визначають характер кайнозойської тектоніки ЛЧР, що мас проміжний характер між германотинною і альпінотинною. Це доведено нами і за допомогою тектоно-фізичного моделювання.

Усе це служить нідгрунттям нової геодинамічної моделі формування локальних піднять та пов'язаних з ними типів покладів нафти і газу АЧІ’. Складки, сформовані в окремих літотектонічних пластинах, за умовами формування розділені на два ешелони - чолові (фронтальні) і тилові. Третііі тип локальних складок пов’язаний з Керченсько-Таманською “колізійною нішею", де, завдяки максимальній потужності пластичних глин майконської формації, виразніше проявляється глобальна тенденція геодинамічного стиснення. Запропонована модель дозволяє прогнозувати' нові типи складок і пасток нафти і газу, зумовлених геодинамічними процесами стиснення і розтягу.

[ілизька геотектонічна . позиція Азово-Чорноморського і Ііаренцовоморського периконтинентальних шельфів, що розташовані на иернферіях ССІІ дозволило провести зіставлення їх геодинамічної еволюції та нафтогазоносності. Еволюція Ііаренцовоморського шельфу упродовж ме.шзойсько-кайнозойського часу характеризується розтягом і а формуванням пасивної континентальної окраїни, що зумовлений глобальними геодинамічними процесами - розкриттям Атлантичного і Північного Льодовитого океанів. Це спричинило розвиток рифтогенних структур (перм-тріас) та успадкованих ними синекліз (юра-неоген). Цей процес відбувався на тлі потоншення континентальної кори та її деструкції. Н осадовому покриві Ііаренцовоморського шельфу відсутня дрібна, малоамплітудна локальна складчастість, характерна для Азово-Чорпоморського шельфу. Умовами розтягу та деструкції кори пояснюється пропорційно відносно менша кількість антиклінальних складок на одиницю площі, величезні (до 100 км н поперечнику) розміри останніх та істинно іерманогипнпй характер складчастості.

Отже, якщо для Азово-Чорноморського шельфу визначальними були зусилля стиску і складчасто-насувні дислокації, що зумовили характер антиклінальних піднять і відповідно невеликі типи пасток нафти і газу, то для Баренцовоморського шельфу переважаючими були зусилля розтягу та рифтогенез, які утворили прості гілатформові антикліналі та крупні структурні пастки вуглеводнів. Геодинамічними ситуаціями визначались і режими нафтогазонагромадження - колізійний в АЧР та рифтогенно-депресійний в Баренцовоморгькому регіоні. Така відмінність спричинює і різні підходи до вивчення районів, прогнозування перспективних ділянок, критеріїв нафтогазоносності та оцінки потенційних ресурсів вуглеводневої сировини.

В Азово-Чорноморському шельфі з метою підвищення ефективності пошукових робіт останні слід сконцентрувати в "колізійних нішах” та вздовж субширотних структуроформуючих розривів, які контролюють простягання та геодинамічний тип локальних складок - потенційних пасток

1. Тектоніка і формації області зчленування Східно-Свропейської платформи і Скіфської плити - К.:ІІаук.думка, 1978,- 148с. (співавтор

О.Т. Богасць).

меловых отложений юга Украины. - К.: Наук.думка, 1981,- 138 с. (соавт. Григорьева В.Д., Каменецкий Л.I:., Палпнский Р.В., Плахотный Л.Г.).

3. Геологические формации нефтегазоносных провинций Украины. -К.:Наук, думка, 1984.- 232 с. (соавт. Доленко Г.11., Бойчевская Л.Т., Галабуда Н.И. и др.).

4. Нефтегазоносные провинции Украины. - К.:11аук. думка, 198.5.172 с. (соавт. Доленко Г.II., Бойчевская Л.Т., Бойчук М. 15. и др.).

5. Геология шельфа УССР. Нефтегазоноспость. - К.:Наук, думка,

1986. - 152 с. (соавт. БогаецА.Т.. Бондарчук Г.К., Леськив И.15. и др.).

6. Разломная тектоника и нефтегазоноспость Украины.- К.:Наук, думка, 1989. - 1 И) с. (соанг. Доленко Г.11., Варичев С.Д.. Кравец В.В. и др.).

7. Геодинамика и нефгегазоносность Арктики. - М.:Недра, 1993. -324 с. (соавт. Гаврилов В.П., Федоровский Ю.Ф., Тронов К).А. и Д)).).

УРСР.Сер.Б. - 1970. \ 1 С.310-313 (сшвавт, Доленко Г.Н., Копач

1.1 Г. Париляк 0.1).

9. Про перехідний (парагеосннклінальннй) етап ]>озвитку Кримської

ОСНОВНІ ОПУБЛІКОВАНІ РОБОТИ ПО ТЕМІ ДИСЕРТАЦІЇ

Монографії:

2. Фациальные особенности н перспективы нефтегазоносности

Статті:

8. Формації осадочною комплексу Рівнинного Криму ДАІ1

частини Скіфської плити Геол. журнал Дії УІЧ'Р. - 1970 - Вин.4.-с.78-82. (співані. Доленко Г.Н., Копам 1.11., Париляк О.І.).

10. Про характер зчленування ’Східно-Свропейської і Скіфської платформ її межах Криму / Геологія і геохімія горючих копалин. -1971. - Вип.25. - С.2ї)-:И.'

11. Перспективи і напрям пошуків родовищ нафти і галу іі Кримській иафтогазоноснііі проміннії / Там же.- С. 14-23 (співавт. Доленко Г.Н., Копам І.П., Париляк О.І ).

12. Про типізацію геологічної структури рівнинного Криму Там же,- Вып.27.-С.3-Ю (співавт. Доленко Г.Н., Копач І.II., Париляк О.І.).

13. Геотектонические условия нафтогазоносності! Крымской нефтегазоносной провинции , / Сб.реф. НИР ИГГГИ АН УССР (Вын.8, 1968-1969 гг.). - К.:Наук.думка, 1971.- С.80-83 (соавт. /Іоленко Г.Н., Копач И.П., Парыляк А.11.).

14. Формационный анализ и проблема границы Восточно-Европейской платформы и Скифской плиты //Региональная тектоника Украины и закономерности размещения полезных ископаемых: Тез.докл. 1 республ. тектон. совещ. - К.:Наук.думка, 1971 .-С. 196-197.

15. Некоторое особенности тектоники и размещения месторождений

газа Равнинного Крыма / /Перспективы обеспечения газовой промышленности УССР ресурсами природного газа. - М.:Недра, 1972,-С. 159. '

16. О базальної! прибрежно-континентальной терригенной формации платформенного чехла Равнинного Крыма и Центрального Причерноморья

Геол.сб. Львовского геол. об-ва.-Львов: Изд-во Льнов, ун-та, 1973.-N 14. - С.53-59 (соавт. Богаец А.Т.). 17. Связь строения осадочного чехла Причерноморья со структурой фундамента и размещение зон нефтегазонакопления Рефераты НИР ИГГГИ АН УССР (1973). К.: Наук, думка, 1975. - С.29-31 (соавт. Доленко Г.Н., Парыляк А.И.1 Копач И.П. и др.).

18. Основні етапи тектонічного розвитку Скіфської плити у межах Криму Геологія і геохімія горючих копалин. - 1973. - Вип.36. - С.З-7 (співавт. Доленко Г.Н., Копач 1.11., Париляк С).І.).

19. Генезис и перспективы нефтегазоносности платформенных формаций равнинного Крыма и центрального Причерноморья Стратиграфия, условия формирования, состав и свойства осадочных пород УССР. - К., 1973. - С. 114-116.

20. Про формування границі Східно-Свропейської платформи в межах центрального Причорномор’я / Доп. АН УРСР. Сер.Б. - 1974. - С.307-310 (сиіавт. Доленко Г.Н.).

21 .Основные факторы нефтегазонакопления Крыма и прилегающих территорий / /Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа. - К.:Наук.думка, 1975. -С.180-185 (соавт. Доленко Г.Н., Парыляк А.И., Копач И.И. и др.).

22. Обоснование перспектив и разработка рекомендаций по направлению геологоразведочных работ на нефть и газт в акваториях Черного и Азовского морей Реф. НИР ИГГГИ АН УССР (1975). -К.:Наук.думка, 1976,- С.20-24 (соавт. Доленко Г.Н. и др.).

23. Оценка потенциальных ресурсов нефти и газа на территории УССР / Реф. НИР ИГГГИ АН УССР (1975). - К.: Наук, думка. - 1976. -С.34-38 (соавт. Доленко Г.Н. и др.).

24. Принцип унаследованости и современная структура Центрального Причерноморья //Матер. XI Конгресса КБГА. - К.гНаук.думка, 1977.

- С. 111-112 (соавт. Доленко Г.Н.).

25. Прогнозные запасы нефти и газа юга Украинской ССР Современные проблемы геологии и геохимии нефти и газа. - К.:Наук, думка, 1977. -С.112-117 (соавт. Парыляк А.И., Копач И.П., Плотников А.М. и др.).

26. Геологические формации Южно-Сарматской краевой системы и их связь с развитием Причерноморья / / Осадочные формации и их нефтегаэоносность: Тез. докл. Всесоюз. семинара: - М., 1978. - С.31-33 (соавт. Богаец А.Т.).

27. Изучение свойств нефтей и газов нефтегазоносных провинций Украинской ССР. Н Труды ИГГГИ АН УССР: Деп. в ВИНИТИ. - 1980.

- вып. N 3433-79. - С.99-121 (соавт. Бойчевская JI.T., Галабуда Н.И., Гринберг И.В. и др.).

28. О структурном положении угленосных отложений Западного Причерноморья // Тез. докл. VI Всесоюз. геол. угольного совещ.Львов.

- 1980,-С. 174-175. '

29. Генезис поперечных дыслокаций Центрального Причерноморья // Труды ИГГГИ АН УССР: Деп. в ВИНИТИ.- 1981,- Вып. 16, N 812 81.- С. 15-24.

30. Терригенные литофации нефтегазоносных провинций Украины // Происхождение нефтн и газа, их миграция и закономерности образования и размещения нефтяных залежей: Тез. докл. респ. сопещ. -Львов, 1981.- С.20 (соавт. Сеньковский Ю.Н., Киселев А.Е., Галабуда

II.И. и др.).

31.0 геологическом развитии Крыма и Причерноморья: Резюме XII Конгресса КБГА. - Бухарест, 1981.- С.194-195.

32 Геологические формации осадочных бассейнов Украины Формации осадочных бассейнов: Тез. докл. V Всесоюз. семинара.М., 1985. - С 23-25 (соавт. Доленко Г.Н., Галабуда Н.И., Ризун Б.П. и др.).

33. Формирование структуры южного обрамления ВосточноЕвропейского кратона // Pros, reports of the XIII-th Congr. of CBGA. Pari 1 - Pojand. Krakow, 1985. - P.320-321.

34. Новые объекты поисков УВ в нефтегазоносных провинциях

Украины Нефтяная и газовая промышленность. - К., 1987. - N 4. -

С.9-12 (гоапт. Доленко Г.Н., Кравец В.В.).

35. Естественно-целевой метод системного анализа и геодинамическое моделирование типов нефтегазоносных провинций Распараллеливание обработки информации : Тез. докл. VII Всесоюз. школы-семинара. - Львов,

1987,- С. 106.

36. Мезозойские вулканогенно-осадочные образования юго-запада

Украины Тез. докл. Всесоюз. литолог. сошчц. - Ереван. 19S8.- С.80-

82 (соавт. Лещух Р.И.).

37. Гсодииамические ситуации формирования нефтегазоносных

провинций Украины / / Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр: Тез. докл. 1 Всесоюз. конф. - М., 1988. - С. 141142 (соавт. Галабуда Н.И., Ризун П.П.).

38. Тектоническое районирование восточной части Баренцева моря по данным трехмерного геоплотносного моделирования / / Кмплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР: Тез. докл. I науч.-практ. конф. - Мурманск, 1989. - С.33-35 (соавт. Бойко Г.Е., Гайванович О.П.).

39. Зоны разуплотнения тектоносферы ГІриновоземелья - вероятные зоны нефтегазонакопления // Там же - С.62-63 (соавт. Бойко Г.Е., Гайванович О.П.).

40. Глубинное строение и нефтегазоносность зон сочленения ВосточноЕвропейской платформы и подвижных поясов / / Проблемы геолога» и геохимии горючих ископаемых запада Украинской ССР: Тез. докл. респ. конф,- Львов, 1989. - Т.1. - С.32-39 (соавт. Бойко Г.Е., Федоровский Ю.Ф., Борисов А.В. и др.).

41. Особенности глубинного строения Баренцевоморского шельфа //

Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР: Тез. докл. 11 Всесоюз. конф. - М., 1990. - С.31 (соавт. Бойко Г.Е., Федоровский Ю.Ф., Гайванович О.П.). '

42. Геодинамическая эволюция и формирование структуры нефтегазоносных провинций Баренцева и Черного морей /. Там же,-С. 126-127.

43. Исследование малоа.мнлитудных нарушений посадочном комплексе Баренцева моря , Малоамнлитудная тектоника. Методы и результаты прогнозирования. - К.: Паук, думка, 1991. - С.89 (соавт. Борисов А.В., Горохов В.К., Астафьев О.В., Назимов В.В.).

44. О характере субишротных дислокаций Причерноморья / / Там же. - С.90-91 (соавт. Палинский Р.В., Чир Н.М.).

45. Modelling of the Barents Sea Tectonosphere / / Intern. Seminar on Tectonics of the Barents Sea Kara Sea Regions.Murmansk, 1991,- P. 3-4 (with Boiko G)

46. Profound Structure of Barents-Karski shelf and oil-gas hearing Intern. Conf. on the oil and gas Prospect і vit у. Murmansk, 1992.- A.3 (with Zahigailo W., Boiko G.).

47. Структурно-формаційні поверхи нафтогазоносності Баренцовоморського шельфу Тектогенез і нафтогазоносність надр України: Тез. дои. наук.наради. - Львів, 1992. - С.122 (співавт. ФсДОрОВСЬКИЙ Ю .Ф.).

48. Геодинаміка закриття океану Тетіс і формування Причорноморсько-К])Имської нафтогазоносної провінції Там же. - С. 118.

49. Formation and tectonic evolution of Carpathion forland during Baikalian phase [’late tectonic Aspects of Alpine Metallogeuy in the Carpatho-Balkan Region: Mat. of Intern. Conf. of UNESCO.- Budapest, 1993. - P.35 (with Rizun B., Tchvje E., Bojtchuck M.)

50. Геодинамические KpnTt*pmi перспектив нефтегазоносности западной части Черного моря Геологический журнал. - К..Паук, думка, 1993. -N 3. - С.126-131 (соавт. Ладыженский Г.ІI.).

51. Особливості геодинаміки Баренцоио-Кареького шельфу Геологія

і геохімія горючих копалин. - 1993. - N 1(85). С.37-43 (співавт. Варічев

С.О., Бойко Г.Ю., Федоровськиіі Ю.Ф.).

52. Тепловий потік і астеносфера Карської синеклізи в зв’ язку з

нафтогазоносністю Геологія і геохімія горючих копалин. - 1994- N 1-

2 (86-87).- С.20-28 (співавт. Варічев С.О., Сергіснко CM., Федоровський Ю.Ф.).

53. Деякі геодинамічні аспекти південно-західного краю Східно-

Європейської платформи Геодинаміка гірських систем Сиропи: Тез. доп. Міжнарод. симпоз,- Львів, Яремче, 1994. • С.20-21 (співавт. Різун И., Бойчук М.. Чиж ('.). '

54. New approach lo the evalution of The Oil and Gas bearing prospects of the Black Sea Area Symposium the Petroleum Geology and Hydrocarbon Potential of the Black Sea Area. - Varna. 1991. - P.45-46.

55. Hydrocarbon potential of the Black Sea Crimea province (Ukrainian sa’tor) Symposium the Petroleum Geology and 1 Ivdrwarbon Potential ot the Black Area. - Varna, 1994. - P.80 81 (Zabigaylo \\\).

5(>. Про іімопірінгіі механізм'формування складок в альпійському осадовому комплексі північно-західної частини шельфу Чорного моря її Геологія і геохімія горючих копалин.- 1995. - N 1-2.-С. (співавт. Бокун

0.М., Копач 'І.II., Савчак 0.3.).

57. Проблема класифікації нафтогазових пасток (на прикладі Азово-Чорноморського шельфу) її Нафта і газ Україіш-9(і: Тез. доп. наук,-практич. конф.- Харків, 1996,- С.227 (співавт. Савчак О.З., Колодій

1.В.).

58. Особливості геодинаміки Азово-Чорноморського регіону та нафтогазоносність Тектонические п палепгеоморфологическис аспекты нефтегазоносности: Тез.докл. межд. конф. • Киев : Симферополь. 1990.

- С.107-108 (співавт. Забігайло В.Ю.. Коцач 1.11).

59. Моделювання щільності літосфери шельфу Чорного моря Гам же,- С.15-17 (співавт. Бойко Г.Ю.).

60. Геолпнаміка і нафтогазоносності) Баренцономорського і Азово-Чорпоморського перпконтинентальнпх шельфів Там же. - С 105107. (51. Comparative geodynamics of Black Sea and Barents Sea oil-gas-bearing provinces 2-d International Symposium on the Petroleum Geol ogv and Petroleum Potential of Black Sea Area. - Sile-lstanbul, 1996. •

l’.5o.

(>2. Геодинамічна модель формування структури Кримсько-Чорноморської нафтогазоносної провінції Геологія і геохімія горючих копалин,- 1997. - \ 1-2.

(ІЗ. Особливості складчастості осадового покриву Азово-Чорноморською регіону Геологія і геохімія горючих копалин. - 1997.

- N 1-2. '

(И. Нові уявлення про геодинаміку і перспективи нафтогазоносності Українського ІІрпчорномор"я Мат. Річного Вісника Наукового Товариства ім. Шевченка. - Львів, 1997 (п друці).

(55. Атлас родовищ нафти і газу України. Південно-Український нафтогазоносний район . Львів: УНГА, 1997 (співавт. Депега 15.1., Захарчук С.М., Іванишин B.C. та ін.). (в друці).

У публікаціях 1-9. 11-13, 16-18, 20-27. 30, 36-41, 43-47, 49-53, 55-59, 65 М.І. ІІавліок < рівноправним автором, який викопав геологічні дослідження, графічні побудови карт і розрізів, здійснив аналіз та інтерпретацію одержаних результатів, запропонував нові підходи до оцінки нафтогазоносності та нові напрямки геологорозгпдуиалышх робіт.

АНОТАЦІЇ

Pavljuk М.I. Tilt' Mesozoic - Cenozoic «'volution ami oil-gas-bearing of Azov - Black Sea shell. Manuscript. Tlu* thesis is presented for a Doctor s degree of Geological Sciences (tin- speciality 01.00.17 - Geology of oil and gas). Institute of Geologv :ni(t Geochemistry of Fuels, \TAS of I'kraine. Lviv, 15)97. ' '

II is supporting tin- results of tlit* investigation of Azov - Black Sea shelf evolution as a formation sequence of Mesozoic - Cenozoic paragenelic complexes - the indicators of the geodynamic efforts of stretching (taphrogenic stage), compression and isostasv (talasogenic stage). The intermediate char acler of local folding (between Alpintypic and Germantypic ones) has been grounded. Such character of folding is conditioned by the gorizontal movements and tectonic compression on the contact of Euroazian atid Afro-Aravian lithospheric plates. It is revealed the dependence of intermediate folding, hydrocarbon trap formation, oil-gas-hoaringperspectives of the region upon the disronfortuity degree of collision of the litliospheric plates. The new classification of local folds, which has been elaboreted on the geodynamical basis, allows to predict the perspec! ive traps of different genetic types. The comparative analysis was carried out and models of oil and gas accumulation for the margins of East - European platform have been grounded, t he collisional model for Azov - Black Sea periconlmental shelf and riftogenir-depressional model for Barantsev Sea one.

ІІанлюк М.И. Мелолоіі-каііііо.іоііская анолюння it нефтега.юпосность Ааоно-Черноморского шельфі. Рукопись. Днсертация на соискание ученой степени доктора геологических наук по специальности 01.00.17-Геологи» нефти и газа. Институт геологии и геохимии горючих ископаемых МАМ Украины, г. .ІІНЮК. 1!Н)7. j

Защищаются результаты исследонаниіі анолюинн Азоіин Черноморского шельфа как формационной иоследопателыюстн ме.іо.юіі-кайнозойских нарагенетических комплексом-индикатором геодннамическнх усилий растяжения (тафрогенный ;ггаи), сжатия и иасктааии (талассогснный .тгап). Отоскопа по промежуточный - между алышпотииным и германотипным - характер локальной складчатости, обуслонленпыи горизонтальными днижениями и тектоническоіі компрессией на контакте Епра.тийской и Африкано-Аранийскои ЛИТосф-рнЫХ ІІЛИТ. Выямлено ЗаПИСИ.ЧОСТЬ промежуточно!! складчатости, иґіра.юпаиия лоїіушек углеіюдородон и нерспсктіпшости региона на нефть и га.) от степени дискордантности гголкнопення литосфе])НЫХ плит. Разработанная на іеодинамической осноне іншая классификация локальных складок позволяет нрогно.ицнтать перспективные лопушки разных генетических тиной. Проведено сравнительный анализ и оґіопіонано коллизионную модель нефтега.юнаконления и АзовоЧерноморском и рифтоіенно-деііресспонпую - и Ііаренцевоморском периконтинептальных шель(|)ах - окраинах Ііосточно-Епронсйекой нлат(|)о|)МЫ.

Ключині г.тгш: еволюція, нафтогазоносність, шельф, формація, складчастість, поклад. літоп|н'рна плита, моделктаиня. класифікація.

'—-—‘