Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Закономерности распространения нефтегазоносных комплексов и ловушек УВ в акваториях Азовского и Черного морей

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Закономерности распространения нефтегазоносных комплексов и ловушек УВ в акваториях Азовского и Черного морей"

На правах рукописи

ДОЛИНСКИЙ ИГОРЬ ГЕННАДЬЕВИЧ

ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ И ЛОВУШЕК УВ В АКВАТОРИЯХ АЗОВСКОГО И ЧЕРНОГО МОРЕЙ (РОССИЙСКИЙ СЕКТОР)

Специальность 25 00.12 Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Ставрополь, 2007

003160493

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

Научный руководитель

Гридин Владимир Алексеевич,

канд геол - минерал наук, доцент

Официальные оппоненты

Петренко Василий Иванович, доктор геол - минерал наук, профессор (г Ставрополь)

Пинчук Татьяна Николаевна,

канд геол - минерал наук (г Краснодар)

Ведущая организация ООО «Ставропольнефтегеофизика», г Ставрополь

Защита состоится 25 октября 2007 г в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212 245 02 в Северо-Кавказском государственном техническом университете по адресу 355028, г Ставрополь, пр Кулакова 2, СевКавГТУ

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СевКавГТУ Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять Ученому секретарю диссертационного совета по адресу 355028, г Ставрополь, пр Кулакова 2, СевКавГТУ факс-(8652) 94-60-12 e-mail- tagirovstv@ncstu гц

Автореферат разослан «_» сентября 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук, доцент

Ю А Пуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации Южный федеральный округ является одним из старейших нефтегазодобывающих регионов России Здесь не только высокая плотность населения, но и максимальная концентрация промышленного потенциала, значительную долю которого составляет топливно-энергетический комплекс

На территории Предкавказья открыто более трехсот месторождений УВ, различных как по величине запасов, так и по стратиграфическому диапазону продуктивных пластов и фазовому составу залежей Вместе с тем большинство из них находятся на заключительной стадии разработки

Учитывая растущие потребности России в углеводородном сырье, очевидна необходимость в укреплении и расширении ресурсной базы К числу перспективных территорий в пределах юга России, способных в ближайшее время обеспечить высокие темпы прироста запасов углеводородного сырья, можно отнести акватории российского сектора Черного и Азовского морей и их транзитные зоны

Практически все крупные тектонические элементы российского сектора Азовского и Черного морей являются морским продолжением структур, выявленных на прилегающей суше, в которых открыты скопления УВ

В акватории Азовского моря выявлен ряд нефтяных и газовых месторождений, но большая часть акватории не охвачена в должной степени сейсмическими исследованиями и бурением Низкая степень геолого-геофизической изученности российского сектора акватории Черного моря не позволила выявить здесь скопления углеводородов, однако на черноморском шельфе других государств месторождения открыты и разрабатываются

Актуальность поставленной проблемы заключается в том, что перспективы выявления месторождений УВ в мезозойско-кайнозойских нефтегазоносных комплексах изучаемых акваторий являются достаточно высокими Исследования, проведенные в диссертационной работе, направлены на обоснование основных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ в пределах российского сектора акваторий Азовского и Черного морей

Цель и задачи работы Цель проведенных исследований заключается в обосновании приоритетных направлений ГРР на акватории Черного и Азовского морей

на основе установленных закономерностей формирования и размещения природных резервуаров

Для реализации поставленной цели решались следующие задачи

- проведение комплексного анализа результатов геолого-геофизических исследований акваторий Черного и Азовского морей,

- установление закономерностей распространения нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров в мезозойско-кайнозойских отложениях,

- ^проведение геологического моделирования прогнозируемых ловушек УВ,

- проведение количественной оценки перспектив нефтегазоносное™ по отдельным комплексам и нефтегазоносным районам,

- обоснование первоочередных объектов для постановки геологоразведочных работ на нефть и газ

Научная новизна

1 На основе детальных палеогеографических и папеострукгурных исследований с использованием принципов аналогии и транзитное™ выполнен прогноз распространения перспективных нефтегазоносных комплексов в пределах акваторий Черного и Азовского морей

2 Выявлены новые и подтверждены ранее установленные закономерности формирования верхнеюрской карбонатной формации, и разработана схема распространения оксфорд-титонских биогермных построек, в палеогеографическом отношении приуроченных к Крымско-Кавказской периферии Тетиса

3 Проведен сравнительный анализ существующих тектонических схем исследуемой территории и предложена новая схема структурно-тектонического районирования Туапсинского прогиба, основанная на комплексной интерпретации результатов геофизических исследований

4 Разработаны прогностические геологические модели ловушек УВ с обоснованием доминирующих морфогенетичеисих типов структур для каждого нефтегазоносного района

5 Существенно уточнена схема перспектив нефтегазоносное™ мезо-кайнозойских отложений акваторий Азовского и Черного морей

В работе защищаются следующие положения

1 Зональность распространения рифогенных образований в карбонатной формации верхнеюрского возраста в акватории Черного моря, установленная на основе анализа толщин сейсмофациальных комплексов

2 Структурно-тектоническое районирование Туапсинского прогиба, проведенное по результатам комплексной интерпретации временных сейсмичееких разрезов

3 Геологические модели прогнозируемых ловушек УВ в мезозойско-кайнозойских отложениях акваторий Азовско] о и Черного морей

4 Схема перспектив нефтегазоносности мезо-кайнозойских комплексов акваторий Азовского и Черного морей

Практическая ценность результатов исследований Проведенные автором исследования позволили существенно уточнить схему перспектив нефтегазоносности Черного и Азовского морей Установленные закономерности распространения перспективных комплексов, проведенное геологическое моделирование перспективных ловушек и оценка ресурсов по ним, могут представлять практический интерес для предприятий, осуществляющих поисковые и разведочные работы в пределах исследуемых акваторий

Апробация результатов исследований Основные положения диссертации, выводы и рекомендации докладывались на научных конференциях ОАО «СевКавНИПИгаз» (г Ставрополь, 2006 г , г Кисловодск, 2005 г ) и СевКавГТУ (г Ставрополь, 2006 г ), на 2-ой Международной конференции по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей (г Геленджик, 2005 г )

По теме диссертации опубликовано 6 научных статей, в том числе одна в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», внесенном в перечень изданий, рекомендуемых ВАК РФ

Фактический материал Исходными фактическими материалами для комплексного геолого-геофизического анализа являлись временные сейсмические разрезы по профилям общей протяженностью более 1500 км, каротажные диаграммы и результаты исследования керна по более чем 100 скважинам, пробуренным в пределах Западного Предкавказья, Таманского полуострова, Северо-Западного Кавказа, Абхазии, юго-западной Грузии и изучаемых акваторий, материалы геологических съемок в пределах

Северо-Западного Кавказа, а также научно-исследовательские и производственные отчеты и другие фондовые материалы ООО «Кубаньгазпром», ОАО «СевКавНИПИгаз»

Объем работы Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 223 страницах текста, и иллюстрируется 49 рисунками и 7 таблицами Список использованной литературы включает 101 наименование

Автор глубоко признателен сотрудникам отдела геологии ОАО «СевКавНИПИгаз» и кафедры геологии нефти и газа СевКавГТУ за поддержку и критические замечания в процессе обсуждения настоящей работы

При работе над диссертацией автор пользовался советами, консультациями и практической помощью П В Бигуна, М П Голованова, В П Колесниченко, А А Ярошенко, Е А Мельникова, и других сотрудников научных и производственных организаций Всем им автор выражает глубокую признательность Особую благодарность автор приносит своему научному руководителю, заведующему кафедрой геологии нефти и газа В А Гридину

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1 Геолого-геофизическая изученность и геологическое строение акваторий Черного и Азовского морей

Первые крупные океанографические исследования Азово-Черноморских акваторий начались в конце XIX века под руководством Н И Андрусова и продолжены в 20-30-х гг XX века Ю М Шокальским, Д А Архангельским, Н М Страховым и др

Основной объем геолого-геофизических исследований акваторий приходится на вторую половину прошлого века В этот период было выполнено существенное количество важных работ, посвященных обобщению данных по геологическому строению и перспективам нефтегазоносности района исследований (В В Бобылев, Ф П Борков, М С Бурштар, В Г Вершовский, В А Вигинский, Э М Головачев, В П Гончаров, С И Иванов, Д Ф Исмагилов, В П Колесниченко, Я П Маловицкий, М В Машков, Е Е Милановский, М В Муратов, Ю П Непрочное, А С Панченко, С В Попович, В И Попков, М Р Пустильников, В И Савченко, М М Семендуев, Д А Туголесов, Е М Ус, Н Ю Успенская, Е М Хахалев, Л Я Шварц, В В Щербаков, А Е Шерик, и многие другие)

Изучение глубинного строения региона геофизическими методами разведки также относится к послевоенному периоду За эти годы были проведены магнито- и электроразведочные работы, гравиметрическая съемка и сейсмические исследования

Целенаправленные сейсмические исследования методом ОГТ начались в 1973 г К настоящему времени изучаемая часть акваторий характеризуется крайне неравномерной сетью сейсморазведки МОП' Наибольшая плотность наблюдений отмечается в Керченско-Таманском прогибе и на Азовском вале (более 2 км/км2), наименьшая — в Восточно-Черноморской впадине, юго-восточных частях вала Шатского и Туапсинского прогиба, Ростовском выступе и Северо-Азовском прогибе

Поисковое бурение в пределах российских секторов Азовского и Черного морей проводилось в последней четверти прошлого века За этот период пробурено более 20 скважин, из которых около 70 % заложено на структурах Азовского вала В результате в пределах российского сектора были открыты газовые месторождения (Бейсугское, Западно-Бейсугское. Октябрьское) и залежи с непромышленными запасами (площади Небольшая и Сигнальная) В целом, несмотря на существенный объем проведенных к настоящему времени исследований, акватории российских секторов Азовского и, особенно, Черного морей характеризуются низкой степенью геолого-геофизической изученности

В строении осадочного чехла Азово-Черноморского региона принимают участие порода от кембрия до кайнозоя Общая толщина разреза возрастает в сторону акватории Черного моря и изменяется от нуля на Украинском щите до 12—14 км в Черноморской впадине Высокая тектоническая активность и, как следствие, значительная дифференциация движений практически на всем протяжении геологического развития региона обусловили формирование многочисленных структурно-фациальных зон, определивших формирование разнообразных типов разрезов терригенно-карбонатного, терригенного, субфлишевого

Рассматриваемая территория представляет собой зону сочленения крупнейших тектонических элементов, отличающихся специфическими чертами геологического строения и истории развития древней Восточно-Европейской платформы (Ростовский выступ), молодой Скифской плиты (Северо-Азовский и Индоло-Кубанский прогибы, Азовский вал, Южно-Азовская ступень), Крымско-Кавказской складчатой системы

(Анапский выступ, Керченско-Таманский межпериклинальный прогиб) и Черноморской плиты (вал Шатского и Туапсинский прогиб)

Глава 2 Строение и закономерности распространения нефтегазоносных

комплексов

В пределах российского сектора акватории Азовского моря основные тектонические элементы являются морским продолжением структур, контролирующих геологическое строение приморских районов Западного Предкавказья Это дает основание предполагать развитие в пределах акватории сходного с материковой сушей вещественного состава фундамента, сохранение основных черт и закономерностей строения осадочных комплексов, а также наличие близких палеотектонических и палеогеографических условий осадконакопления, формирования ловушек, генерации и аккумуляции УВ-флюидов

В домеловых отложениях в пределах акватории Азовского моря залежей УВ не выявлено В изученных разрезах коллекторы характеризуются небольшими толщинами, обладают низкими емкостно-фильтрационными свойствами На прилегающей суше выявлено небольшое количество залежей УВ, приуроченных к триасовым (Каневская, Челбасская, Староминская и др) и докембрийским (Кущевская) образованиям Перспективы нефтегазоносности домелового комплекса связаны, в первую очередь, с карбонатными отложениями верхней юры Индоло-Кубанского прогиба, где прогнозируется морское транзитное продолжение зоны распространения охсфорд-титонских известняков, выявленной на северном борту Западно-Кубанского прогиба

Продуктивность нижнемелового нефтегазоносного комплекса (НТК) связывается с пачками песчаников и алевролитов альбского возраста В этих отложениях в пределах самой акватории и обрамляющей суши известна залежь газа на Бейсугском месторождении Они оцениваются как перспективные в пределах Азовского вала, Южно-Азовской ступени и Индоло-Кубанского прогиба Признаки нефти и газа обнаружены также на площадях Неизвестной и Западно-Бейсугской Однако, из-за резкой литолого-фациальной изменчивости комплекса и фрагментарного распространения пород-коллекторов перспективность отложений несколько понижается В Индоло-Кубанском прогибе рассматриваемые отложения также перспективны, но залегают на значительных глубинах Определенные перспективы газоносности могут

быть связаны с северной частью акватории Таганрогского залива, где на сопредельной суше выявлено несколько небольших газовых месторождений (Синявское, Тузловское)

Майкопские отложения вскрыты на пяти тощадях акватории девятью скважинами Вся майкопская серия по аналогии с сопредельными территориями Крыма и Предкавказья рассматривается в качестве нефтегазогенерирующей толщи В восточной части Азовского вала отложения газоносны на Западно-Бейсугском и Бейсугском месторождениях (хадумский горизонт) В западной части вала зафиксированы нефте-битумопроявления (площади Электроразведочная, Обручева) На Южно-Азовской ступени и северном борту Индоло-Кубанского прогиба в майкопских отложениях прогнозируется развитие песчано-алевролитовых линз

Перспективы газоносности миоценовых отложений северной части акватории подтверждаются открытием газовых залежей, приуроченных к сарматским отложениям на прилегающей суше на Новоминской и Тузловской площадях На Азовском вале выявлено Октябрьское месторождение в отложениях сармата и мэотиса, а также залежи газа на Западно-Бейсугском (мэотис) и Бейсугском (караган) месторождениях На площадях Сигнальной (сармат) и Небольшой (мэотис) выявлены залежи с непромышленными запасами

Наибольшие перспективы нефтегазоносности как по миоценовому НТК, так и в целом по акватории, связываются с Индоло-Кубанским прогибом По аналогии с прилегающей с востока сушей в разрезе этих отложений можно выделить два этажа газонефтеносности верхний, связанный с отложениями верхнего сармата, мэотиса и понта, и нижний - в отложениях чокрака

В верхнем этаже продуктивность понтических отложений на суше установлена на Гривенской, Северо-Гривенской, Мостовянской и др площадях, мэотических — на Славянской, Фрунзенской, Красноармейской, Западно-Красноармейской Все выявленные залежи газа связаны с малоамплитудными складками По типу залежи сводовые неполнопластовые, в большинстве случаев по всей площади подстилаемые водой Коллекторами служат пески, слабо сцементированные песчаники и алевролиты Средние значения открытой пористости 28—34 %. По генезису залежи сингенетические, сформированные за счет газов верхней зоны генерации

Продуктивность чокракских отложений, с которыми связан нижний этаж газонефтеносности, установлена на Прибрежной, Восточно-Прибрежной, Терноватой,

Морозовской, Варавенской, Сладковской и др площадях, где выявлены газоконденсатные и нефтяные залежи в ловушках комбинированного типа, связанных с зоной внутриформационных разрывных дислокаций Залежи пластовые, сводовые с тектоническим и литологическим экранированием Коллектора чокракских отложений представлены песчаниками и алевролитами со средней эффективной пористостью 21-24 % Эффективные газоиасыщенные толщины колеблются от 0,8 до 10,8 м

По данным сейсморазведки караган-чокракская зона деструкции имеет свое продолжение и в пределах акватории, где выделено несколько структур в чокраке, аналогичных по строению продуктивным комбинированным ловушкам УВ на суше

В южной части Индоло-Кубанского прогиба основные перспективы связываются с криптодиапировыми и диапировыми структурами В западной части Индоло-Кубанского прогиба в чокракских отложениях выявлено Северо-Керченское месторождение, связанное с подобной складкой, получены притоки газа и на Сейсморазведочной площади На суше с глиняными диапирами связаны нефтегазовые месторождения (Анастасиевско-Троицкое, Курчанское и др), где продуктивны отложения сармата, мэотиса и понта

Таким образом, по современному состоянию геолого-геофизической изученности основные перспективы нефтегазоносности акватории Азовского моря связаны с миоценовым НТК Кроме того, результаты геологоразведочных работ, проведенных в пределах акватории и прилегающей суше, позволяют положительно оценить перспективы верхнеюрских, нижнемеловых, эоценовых и майкопских отложений К потенциально перспективным относятся слабо изученные отложения триаса и палеозоя, нефтегазоносность которых в акватории не установлена Наиболее перспективными районами является часть акватории, в тектоническом отношении соответствующая Индоло-Кубанскому прогибу, Южно-Азовской ступени и Азовскому валу

Акватория российского сектора Черного моря характеризуется низкой степенью геолого-геофизической изученности Основная информация о геологическом строении получена по результатам геофизических исследований На сопредельной суше по данным бурения и полевым наблюдениям изучены отложения не древнее валанжинского и берриасского ярусов нижнего мела Отложения более древних мезозойских комплексов на исследуемой территории нигде не вскрыты, и судить о них можно лишь

по естественным выходам в восточных районах Северо-Западного Кавказа и, частично, Западного Предкавказья

Геологическое строение российского сектора Черного моря, как это уже подчеркивалось, в большей или меньшей степени продолжает строение структур сопредельной суши Это позволяет прогнозировать развитие здесь сходных с сушей палеотектонических, палеогеоморфологических и палеогеографических условий осадконакопления, генерации и аккумуляции УВ, формирования локальных ловушек

Нижнеюрские песчано-глинистые отложения и среднеюрский вулканогенно-осадочный комплекс по результатам битуминологических исследований в Западной Грузии, Абхазии и на южном склоне Северо-Западного Кавказа относятся к нефтегазоматеринским

В составе вулканогенно-осадочного комплекса средней юры в Сочи-Адлерском районе присутствуют песчаники мелкозернистые и неравномернозернистые кварцевые с полевыми шпатами, в составе песчаников отмечено небольшое количество обломков кварцитов, глинистых пород, единичные обломки кварцевых порфиров и липаритов Песчаные пласты составляют около 14 %, открытая пористость песчаников равна в среднем 10 %, проницаемость — от единиц до 50-60 х 10"15 м2

Характеризуя резервуары комплекса средней юры, необходимо отметить, что глубины залегания пород средней юры в большинстве районов превышают 7-8 км

Перспективы нефтегазоносности в акватории Черного моря связываются, в первую очередь, с верхнеюрскими рифогенными постройками

В оксфордское время под влиянием региональных нисходящих движений, в пределах юго-западной окраины Восточно-Европейской платформы был достигнут максимум трансгрессии В пределах морского палеобассейна выделяется ряд внутриплатформенных впадин, в которых отлагались относительно глубоководные маломощные доманиковые осадки По бортам впадины ограничивались преимущественно кораллово—водорослевыми рифовыми барьерами, сложенными органогенными и органогенно-обломочными известняками значительной мощности, в 5— 6 раз превышающие толщину одновозрастных глубоководных осадков Такие рифы отмечаются в Предкарпатском, Преддобрудживском прогибах и в Крыму На Западном Кавказе и в Предкавказье в отложениях верхней юры также выделяются

многочисленные рифовые постройки (Восточно-Кубанская впадина, Хадыженская кордельера, Куколовско-Медвежьегорская зона)

Традиционные способы выявления рифовых фаций разработаны достаточно подробно и связаны, в основном, с использованием комплекса палеотектонических и палеогеографических методов анализа данных бурения, полевых исследований и детальных сейсморазведочных работ Но, зачастую, они ограничено применимы для поисков и разведки месторождений УВ на шельфе акваторий морей и океанов, например, в областях, где эти виды работ не проводилась или проводились в незначительных объемах Поэтому появляется необходимость применения новых методических приемов анализа геолого-геофизической информации В наших условиях, при практически полном отсутствии данных бурения, особое внимание приобретают материалы сейсмических исследований

Для прогноза зон распространения рифогенных образований в акватории Черного моря автором была проведена адаптация существующих методик реконструкции механизма формирования биогермных построек, основанных на анализе толщин трангрессивно-регрессивных циклов, выявленных по данным интерпретации геофизических разрезов скважин, к результатам сейсмостратиграфического анализа

Предложенный нами методический прием основан на том, что вместо данных по скважинам, используются результаты сейсмостратиграфического анализа временных разрезов В итоге мы получили возможность выделить сейсмокомпяексы, соответствующие карбонатным и перекрывающим их отложениям

Карбонатная формация вместе с перекрывающими отложениями составляет большую часть трансгрессивно-регрессивного цикла Было установлено наличие сложной зависимости между толщиной карбонатной формации (Тк) и суммарной толщиной отложений трансгрессивно-рецессивного цикла (Т0), включающего в себя, в том числе, и карбонатную формацию и перекрывающие отложения Проведенный анализ данной зависимости позволил разработать критерии выделения фациальных типов осадков

Зона развития рифогенных образований занимает вполне определенное место в палеоструктурном плане (впадины) и приурочена к тем участкам, в которых толщина отложений трангрессивно-регрессивного цикла (Т0) составляет 34—51 % от их максимальной толщины При этом толщина собственно карбонатной формации (Тк) в

этой зоне составляет 22-34 % от общей толщины (Т0) Для других фациальных типов осадков достаточно надежно установлены следующие значения этого отношения (Кк= Тк/То) депрессионые осадки — Кк менее 22 %, рифовые — 22-34 % и мелководно-прибрежные — более 34 %, что может служить критерием для выделения рифовых фаций

На основе полученных зависимостей, автором разработана схема распространения рифогенных образований в российском секторе акватории Черного моря В современном структурном плане она охватывает вал Шатского, юго-восточную часть Туапсинского прогиба и Анапский выступ

Газоносность отложений нижнего мела в пределах изучаемого региона установлена на Керченском полуострове, где получены выбросы газа в скважинах Мошкаревской площади и незначительные газопроявления на площадях Марьевской, Куйбышевской, Горностаевской В пределах южного склона Северо-Западного Кавказа -на Прасковеевской площади - в отложениях шишанской свиты открыто месторождение газа Практически из всех стратиграфических подразделений отложений нижнего мела, от свиты Чепси до бурханской свиты, получены, либо газопроявления при бурении (Дообская, Южно-Тенгинская, Ново-Михайловская площади), либо непромышленные притоки сухо! о газа (Архипо-Осиповская, Пшадская, Дефановская площади)

В верхнемеловом разрезе Новороссийско-Лазаревского синклинория выделяются пласты алевритистых известняков и песчано-алевритовых пород флишевой формации Открытая пористость песчаников составляет 12-15 %, а проницаемость изменяется от 5 до 60 х Ю"15 м2 С отложениями верхнего мела связана газовая залежь на Дообской площади

Сравнительная оценка коллекторских свойств песчаников показывает общее улучшение их характеристик в направлении акватории В связи с этим, одни части акватории (Керченско-Таманского прогиб, Анапский выступ) представляют значительный интерес в аспекте поисков и разведки залежей УВ В других районах (вал Шатского, Туапсинский прогиб) ограниченное распространение флишевых отложений верхнего мела в морском секторе снижает их перспективность

Палеоцен-эоценовые породы образуют единый комплекс с известняками верхнего мела В области Гудаутско-Очамчирской зоны палеоцен представлен зоогенными конгломератовидными и слоистыми известняками (до 50 м\ а эоцен - нуммулитовыми

известняками (30 м) и свитой фораминиферовых глинистых мергелей В Сочинском районе палеоцен-эоцен представлен зелеными, серыми, пестроцветными мергелями мощностью до 300 м В верхнем эоцене выделяются буровато-серые тонкоплитчатые битуминозные мергели и глины

Примерно такой же патологический состав и мощности палеоцен-эоценовые отложения, вероятно, сохраняют на всей площади вала Шатского В пределах Анапского выступа и Керченско-Таманского прогиба весь разрез является терригенно-карбонатным, а вариации его состава обусловлены соотношением терригенного и карбонатного материала и соответственно мощностями слагающих комплекс отложений

Учитывая тектоническое строение комплекса и его литофациальньш состав, можно прогнозировать наличие в этом комплексе газоконденсатных и газовых залежей за счет поступления газа из подстилающих отложений Нефгь же, согласно принципу дифференциального улавливания, будет оттесняться газом в гипсометрически приподнятые участки на северном склоне вала Шатского и в бортовые зоны Керченско-Таманского и Туапсинского прогибов

В отложениях рассматриваемого комплекса на Керченском полуострове установлены непромышленные залежи УВ на Мошкаревской площади и залежи нефти -на Фонтановской площади В пределах Горностаевской площади из карбонатно-глинистых и терригенных отложений получен промышленный приток газа На южном побережье Таманского полуострова небольшая газовая залежь в отложениях палеогена выявлена на Витязевской площади

Майкопские отложения представлены, преимущественно, глинами, в толще которых присутствуют прослои алевролитов, песчаников и песков Отложения являются нефтегазоносными на южном борту Западно-Кубанского прогиба С ними связаны достаточно многочисленные нефтегазопроявления на Тамани Промышленно газоносны отложения среднего Майкопа на Стрелковой и Южно-Сивашской (Керченский полуостров) площадях По результатам изучения разреза майкопских отложений на суше было установлено зональное распространение пород-коллекторов Аналогичные результаты были получены при проведении сейсмостратиграфического анализа в пределах Керченско-Таманского прогиба Это обстоятельство в определенной степени снижает перспективы нефтегазоносное™ этой части акватории и позволяет

прогнозировать распространение небольших по объему ловушек структурно-литологического типа

В пределах Таманского полуострова установлена промышленная нефтегазоносность горизонтов миоцена, охватывающих стратиграфический интервал от чокрака до понта Залежи УВ, преимущественно нефтяные, выявлены на Стрельчанской, Белый Хутор, Северо-Нефтяной, Капустина Балка и многих других площадях В основном нефтегазоносность миоцена связана с караган-чокракскими и сарматскими отложениями

Разрез среднемиоценовых отложений представлен терригенно-карбонатными и карбонатными разностями Коллекторами являются тонкие пропластки трещиноватых мергелей, известняков, доломитов На ряде площадей коллекторами являются алевролиты и песчаники (Стрельчанская, Прикубанская) Диапазон толщин продуктивных прослоев от 0,2 до 1,8 м, в редких случаях до 4 м, количество пропластков от 2 до 32 Проницаемые разности комплекса представлены коллекторами смешанного порово-карернозно-трещинного, трещинного, кавернозно-трещинного, порово-трещинного типов На Керченском полуострове с песчано-алевролитовыми прослоями в караган-чокракских отложениях связаны небольшие залежи газа и нефти на Борзовской, Приозерской, Мысовой и других площадях

Учитывая изложенное, можно предполагать, что наибольшие перспективы миоценовых отложений связываются с открытием нефтяных залежей, приуроченных к отложениям чокрака, карагана и сармата В Керченско-Таманском прогибе, по аналогии с сушей, прогнозируются небольшие, преимущественно, нефтяные залежи На вале Шатского неогеновые отложения характеризуются как низкоперспективные в виду их слабой дислоцированности На орогенном борту Туапсинского прогиба неогеновые отложения смяты в многочисленные достаточно крупные складки

Проведенный автором анализ временных разрезов позволил провести структурно-тектоническое районирование Туапсинского прогиба

Самой северной является зона мезозойской складчатости, включающая морское

(

продолжение склона Северо-Западного Кавказа Отложения палеоген-неогенового комплекса на большей части зоны отсутствуют

Юго-восточнее расположена внутренняя зона аккреции Эта зона характеризуется появлением в разрезе палеоген-неогеновых отложений Перспективными здесь являются

сильно дислоцированные комплексы пород-коллекторов майкопской серии Однако, незначительная толщина перекрывающих их отложений не позволяет высоко оценивать перспективы нефтегазоносности майкопских отложений данной зоны

Внешняя зона аккреции состоит из двух подзон северной и южной В северной подзоне происходит дальнейшее увеличение толщины палеоген-неогеновых отложений и глубины их залегания Увеличение толщины средне-верхнемиоценовых отложений позволяет прогнозировать благоприятные условия для формирования и сохранности залежей УВ в майкопской толще В средне-верхнемиоценовых отложениях данной подзоны залежей УВ не прогнозируется

В пределах южной подзоны толщина отложений майкопской серии практически не изменяется по сравнению с северной подзоной Здесь также отмечается дальнейшее увеличение толщины неогеновых образований, что позволяет прогнозировать здесь наличие региональных флюидоупоров в средне-верхнемиоценновых отложениях и возможной аккумуляции УВ, мигрировавших из майкопских отложений Южная подзона является наиболее перспективной для поисков залежей УВ в майкопских и средне-верхнемиоценовых отложениях Туапсинского прогиба

Таким образом, потенциально нефтегазоносными комплексами в Черноморской акватории являются нижне-среднеюрские терригенные отложения, карбонатные образования верхней юры, терригенные отложения нижнего мела, субфлишевые и флишевые толщи эоцен-верхнего мела, терригенные отложения Майкопа и терригенно-карбонатные миоцена

Глава 3 Моделирование и прогноз морфогенетических типов ловушек УВ

Сложные и разнообразные тектонические, палеогеографические и седиментационные условия Азово-Черноморского региона обусловили формирование здесь самых различных морфогенетических типов ловушек

В северной части акватории Азовского моря, охватывающей Ростовский выступ, Северо-Азовский прогиб, Азовский вал и большую часть Южно-Азовской ступени наиболее распространенными являются сводовые ловушки УВ, представленные брахиантиклинальными и изометричными складками, часто тектонически и/или литологически экранированными Многие складки прослеживаются в разрезе от фундамента до миоцен-плиоцена, однако существенная часть дислокаций затухает в майкопской тояще Наиболее крупные складки приурочены к Северо-Азовский прогибу

и Азовскому валу Амплитуды наиболее крупных из них достигают сотен метров, а площади 130-210 км2 (Ударная, Олимпийская, Приразломная и др) Нефтегазоперспекгивность ловушек УВ в северной части акватории Азовского моря связывается в основном с коллекторами нижнего мела, эоцена, Майкопа и сармата

На временных сейсмических разрезах, наряду с антиклинальными перегибами фиксируются достаточно многочисленные осложнения волновой картины, связанные с зонами стратиграфических и угловых несогласий, палеодельтами, конусами выноса, барами и т п Таким образом, в пределах акватории существуют объективные предпосылки для выявления неантиклинальных ловушек УВ, за счет которых список перспективных объектов может быть существенно расширен

На северном борту Индоло-Кубанского прогиба сейсморазведкой закартировано морское продолжение зоны внутриформационных дизюънктивных дислокаций в караган-чокракских отложениях Зона представлена серией субширотных сложнопостроенных блоков, ступенчато погружающихся к оси прогиба На суше с этими блоками связаны нефтяные и газоконденсатные залежи, приуроченные к сложноэкранированным (тектонически и литологически) ловушкам УВ В акватории выявлена группа аналогичных складок (Прибрежное-море) Структуры представляют собой субширотные брахиантиклинальные приразломные складки размерами 6-8 х 2-3 км и амплитудой 30-60 м В этой же части акватории в сарматских, мэотических и понтических отложениях выявлен ряд перспективных малоамплитудных локальных поднятий

На южном борту и в осевой части Индоло-Кубанского и в Керченско-Таманском прогибах основным структурообразующим фактором верхнего (олигоцен-плиоценового) этажа является широко распространенные здесь майкопские глиняные диапиры и криптодиапиры На суше в Аыастасиевско-Краснодарской антиклинальной зоне, на Таманском и Керченском полуостровах со складками, приуроченными к диапировым структурам, связаны многочисленные, преимущественно, нефтяные залежи в миоценовых отложениях (чокрак, караган, сармат)

В Индоло-Кубанском прогибе выявлены перспективные криптодиапировые и диапировые структуры (Геленджикская, Апрельская, Тиздар и др ) Связанные с ними локальные поднятия имеют размеры 5-7 х 3-5 км2 и амплитуду до 200 м и более (Геленджикская) '

В пределах Керченско-Таманского прогиба в качестве ловушек УВ можно рассматривать локальные поднятия, выявленные сейсморазведкой в средне-верхнемиоценовых отложениях Здесь по условным отражающим горизонтам 1ш (кровля мэотиса) и 1а (кровля Майкопа) картируется система диапировых складок (Вольского, Аксенова, Пионерская, Рифовая, Корабельная и др) Их размеры изменяются от 15 х 6 км до 3 х 1 км, амплитуда от 200 до 600 м Некоторые локальные поднятия (Пионерское, Рифовое и др) осложнены разрывными нарушениями, амплитуда смещения по которым в южной части прогиба достигает 1500 м

Нижний эоцен-мезозойский структурный этаж Керченско-Таманского прогиба и Анапский выступ, судя по результатам сейсморазведочных работ, имеют блоковое строение, и предполагаемые ловушки УВ здесь представлены достаточно крупными локальными поднятиями, ограниченными разрывными нарушениями (Пионерское, Свободное и др ) Для определения морфологических параметров, стратиграфической приуроченности и нефтегазоперспективности этих дислокаций необходимо проведение дополнительных исследований

В палеоцен-эоценовых отложениях Анапского выступа в качестве ловушек УВ можно рассматривать локальные поднятия (Смелое, Свободное и др ), закартированные по условному отражающему сейсмогоризонгу На (кровля эоцена) Ядра структур сложены палеоцен-верхнемеловым флишем На крыльях происходит резкое выклинивание пластов верхнего палеоцена и среднего эоцена Здесь прогнозируются сводовые литологически и/или стратиграфически экранированные ловушки УВ

На северо-восточном борту Туапсинского прогиба сейсморазведкой по кровле майкопских отложений выявлено более 20 локальных поднятий, которые представлены асимметричными линейными складками субкавказского простирания У большинства структур крылья осложнены высокоамплитудными взбросо-надвигами В строении складок, по данным сейсморазведки, участвует разновозрастная толща кайнозоя, начиная, как минимум, с майкопских отложений Размеры складок варьируют в широких пределах Их площади изменяются от 3 до 105 км2, амплитуды - от 50 до 1000 м Большинство структур характеризуются площадью 20-40 км2 и амплитудой 100-300 м

В этих сводовых тектонически экранированных ловушках прогнозируются, преимущественно, нефтяные залежи пластово-сводового типа, связанные с терригенными коллекторами в сарматских, караган-чо1факских и майкопских

отложениях (по аналогии с месторождениями южного борта Западно-Кубанского прогиба) По направлению к оси прогиба прогнозируется улучшение условий сохранности залежей и, соответственно, перспективности ловушек УВ В целом, структуры орогенного борта Туапсинского прогиба характеризуются существенным эффективным объемом ловушек УВ, способных вмещать залежи в десятки млн т в нефтяном эквиваленте

Для меловых и палеогеновых отложений вала Шатского и платформенного борта Туапсинского прогиба характерны типично платформенные брахиформныме идиоморфные складки, не осложненные тектоническими нарушениями Выраженность структур в надмайкопских отложениях менее четкая с быстрым затуханием Все поднятия недостаточно изучены сейморазведкой и выделяются, в существенной степени, условно

Среди неструктурных ловушек в регионе получили развитие ловушки литолого-стратиграфического типа, связанные с региональными и локальными зонами выклинивания отложений Майкопа, зонами развития песчанистых отложений долин и дельт олигоцен-миоценовых рек, а так же карбонатные массивы верхней юры-нижнего мела С последними связаны предполагаемые ловушки УВ, характеризующиеся наибольшим эффективным объемом для всего Азово-Черноморского региона

Объекты, имеющие предположительно рифогенную природу выявлены на вале Шатского и Анапском выступе В глубоководной части морского бассейна предполагается несколько карбонатных построек, объединенных единым СевероЧерноморским сводом а также отдельные постройки, наиболее крупной из которых является Южно-Дообский массив Несколько биогермных массивов закартировано в зоне сочленения Анапского выступа с валом Шатского и Туапсинским прогибом (Палласа, им Капитана Егоркина, Анапский и др)

Из выделенных рифов наиболее крупным, хорошо изученным и уверенно выделяемым по данным сейсморазведки является поднятие Палласа, которое приурочено к переходной зоне от материкового склона к глубоководной части Черноморской впадины На временных разрезах фиксируется волновая картина, характерная для рифовых фаций Подаятие Палласа оконтуривается по изогипсе минус 5600 м Размеры массива составляют 35 х 10 км, высота - более 700 м Анализ имеющихся геолого-геофизических материалов позволяет прогнозировать здесь

массивную залежь газа в отложениях верхней юры в пределах рифового массива, который перекрывается плотными глинистыми известняками и терригенными отложениями мела и палеогена Предполагаемые типы коллектора — трещинный, трещинно-кавернозно-поровый, трещинно-поровый

На других крупных объектах (Южно-Дообский, им Капитана Егоркина, Анапский) прогнозируются аналогичные залежи несколько меньших размеров (площадь предполагаемых залежей 50-100 км2, высота 300-700 м)

Таким образом, в Азово-Черноморском регионе выявлено и прогнозируется большое количество ловушек УВ самых различных морфогенетических типов На основе комплексного анализа геолого-геофизических материалов, изучения строения и закономерностей распространения нефтегазоносных комплексов, а также проведенного моделирования прогнозируемых ловушек УВ, выделены объекты наиболее перспективные в нефтегазоносном отношении, характеризующиеся наибольшим эффективным объемом К числу наиболее перспективных относятся ловушки УВ, связанные с криптодиапировыми и диапировыми структурами Индоло-Кубанского и Керченско-Таманского прогибов, а также сложноэкранированные ловушки зоны среднемиоценовых внутриформационных разрывных дислокаций северного борта Индоло-Кубанского прогиба С линейными приразломными складками северовосточного борта Туапсинского прогиба могут быть связаны нефтяные залежи с запасами в десятки млн т Ловушки УВ с наибольшим эффективным объемом прогнозируются в верхнеюрско-нижнемеловых биогермных образованиях в акватории Черного моря, где прогнозируются газоконденсатные залежи с запасами в сотни млрд м3

Глава 4. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности

По результатам проведенных работ по оценке условий формирования нефтегазоносных комплексов, ловушек и залежей УВ автором была проведена количественная оценка перспектив нефтегазоносности изучаемых акваторий и разработаны рекомендации, направленные на развитие сырьевой базы УВ-сырья

Прогнозные ресурсы УВ российского сектора Азовского моря приурочены к нижнемеловому, палеогеновому и неогеновому комплексам, составляют более 300 мин т у т , из которых около 70 % приходится на неогеновые отложения Индоло-Кубанского прогиба С этой частью акватории связана и большая часть прогнозных и перспективных

ресурсов УВ, локализованных в выявленных и предполагаемых ловушках

Поэтому первоочередным направлением поисков и разведки залежей УВ являются миоценовые (караган-чокракские и понт-мэотические) отложения Индоло-Кубанского прогиба, перспективными — мезозойские и кайнозойские комплексы ЮжноАзовской ступени и Азовского вала Среди подготовленных и выявленных объектов к первоочередным относятся Геленджикский, Прибрежное-море и Апрельский с прогнозными локализованными ресурсами в десятки млн т в нефтяном эквиваленте

Количественная оценка прогнозных ресурсов УВ акватории Черного моря проводилась по нефтегазоносным районам (ИГР) по неогеновому, палеогеновому, меловому, верхнеюрскому карбонатному и среднеюрскому терригенному комплексам В качестве эталонных участков для оценки прогнозных ресурсов бьии приняты территории прилегающей суши с доказанной нефтегазоносностью (Тамань и южный борт Западно-Кубанского прогиба — для неогеновых и палеогеновых отложений, южный склон Северо-Западного Кавказа — для меловых, Убивско-Черниговская зона и Восточно-Кубанская впадина-для юрских)

По результатам проведенной оценки прогнозные ресурсы УВ российского сектора акватории Черного моря оцениваются в объеме порядка 7 млрд тут Большая часть ресурсов приурочена к валу Шатского (более 5 млрд тут) Прогнозные ресурсы УВ Керченско-Таманского шельфа и Анапского выступа оцениваются в 1 млрд тут, Туапсинского прогиба-около 0,5 млрд тут

Около 90% ресурсов приходится на верхнеюрский карбонатный НТК, распространение которого прогнозируется в пределах вала Шатского, южного борта Туапсинского прогиба и Анапского выступа Существенная часть ресурсов локализована в предполагаемых крупных ловушках УВ, связанных с рифогенными телами Из выделенных рифов наиболее крупным является поднятие Палласа с прогнозными ресурсами более 1,5 млрд тут (газ и конденсат) Существенным количеством ресурсов (сотни млн т у т.) характеризуются поднятия им капитана Егоркина, Южно-Дообское, Анапское Наряду с указанными, в пределах акватории по данным сейсморазведки здесь намечается крупный Западно-Черноморский биогермный массив, наличие биогермных объектов можно предполагать в районах поднятий Палласа и Северо-Черноморского, Гудаутско-Очамчирского свода, платформенного борта Туапсинского прогиба и Анапского выступа

В кайнозойских отложениях большая часть прогнозных ресурсов связана с миоценовыми и майкопскими отложениями Керченско-Таманского и Туапсинского прогибов (более 500 млн тут) К последнему приурочен основной объем прогнозных ресурсов УВ, локализованных в достаточно многочисленных брахиантиклинальных складках северо-восточного борта прогиба Здесь прогнозируются нефтяные месторождения с запасами, преимущественно до 10 млн т у т , но к отдельным наиболее крупным объектам (Туапсинская-1 и др) могут быть приурочены залежи нефти с суммарными запасами в десятки млн тут В Керченско-Таманском прогибе прогнозируются преимущественно небольшие нефтяные залежи с запасами в единицы млн т ут К перспективным объектам относятся структуры Аксенова, Вольского, Бугазская, Корабельная, Пионерская и др Наибольшие локализованные ресурсы УВ приурочены к поднятию Пионерское — около 2 млн т нефти

Глава 5. Рекомендации по основным направлениям, объектам и объемам геологоразведочных работ

По результатам проведенных качественной и количественной оценке перспектив нефтегазоносное™ российского сектора акваторий Азовского и Черного морей, автором была разработана программа освоения ресурсов УВ

С целью освоения прогнозных ресурсов УВ акватории Азовского моря в Индоло-Кубанском npoi ибе в районе расположения выявленных и подготовленных объектов рекомендуется проведение детализационных сейсмических исследований суммарным объемом около 1000 пог км, с последующим бурением поисково-оценочных скважин глубиной 2700-3100 м На остальной части акватории прогиба рекомендуется отработать сеть поисковых профилей 2Д плотностью 0,8-1,0 км/км2 Проектируемый комплекс ГРР, его виды и объемы корректируются после проведения каждой стадии работ на гоющадах В пределах Черноморской акватории в качестве основного направления ГРР рассматривается поиск и разведка крупных газоконденсатных залежей в верхнеюрских-нижнемеловых карбонатных отложениях вала Шатского, Анапского выступа и юго-западного борта Туапсинского прогиба К первоочередным здесь относятся перспективные объекты Палласа, им капитана Егоркина, Южно-Дообский, Анапский и др Перспективным направлением ГРР являются олигоцен-миоценовые отложения северо-восточного борта Туапсинского прогиба, где прогнозируются преимущественно нефтяные залежи

По верхнеюрскому направлению рекомендуется отработать сеть поисковых профилей 2Д плотностью 0,5 км/км2 (более 10000 пог км), со сгущением сети профилей в районах намечаемых сейсморазведкой биогермных массивов (Западно-Черноморский и др) В пределах выявленных первоочередных объектов необходима постановка детализационных сейсморазведочных работ МОГТ-ВРС-2Д (около 1000 пог км) с последующим проведением пространственных сейсмических наблюдений в суммарном объеме более 700 км2

Проведение ГРР рекомендуется начинать с самых крупных по прогнозным ресурсам площадей Палласа и им капитана Егоркина, которые характеризуются наибольшей степенью подготовленности Здесь предлагается отработать более 500 пог км сейсморазведочных профилей МОГТ-ВРС-2Д, провести пространственные сейсмические наблюдения в суммарном объеме около 500 км2, с последующим заложением поисково-оценочных и разведочных скважин На Южно-Дообской и Анапской площадях (объекты "второй очереди"), предлагается отработать 300 пог км сейсморазведочных профилей МОГТ-ВРС-2Д, провести пространственные сейсмические наблюдения в суммарном объеме около 200 км2 и поисково-оценочное бурение Выполнение предложенных объемов ГРР позволит прирастить более 2 млрд тут запасов газа и конденсата

Заключение.

Таким образом, основные результаты проведенных автором исследований сводятся к следующему

1 На основе комплексного анализа геолого-геофизических данных уточнены закономерности распространения установленных и перспективных нефтегазоносных комплексов в пределах изучаемых акваторий

2 Выполнен прогноз распространения верхнеюрских биогермных построек в акватории Черного моря, проведено структурно-тектоническое районирование Туапсинского прогиба.

3 Проведено геологическое моделирование прогнозируемых ловушек УВ с выделением их доминирующих морфогенетических типов в каждом нефтегазоносном районе

4 По результатам выполненных исследований уточнена количественная оценка прогнозных ресурсов по нефтегазоносным комплексам и районам Прогнозные ресурсы

УВ российского сектора акватории Азовского моря составляют более 300 млн т в нефтяном эквиваленте, Черного моря — более 7 млрд т в нефтяном эквиваленте

5 Обоснованы основные направления поисков и разведки залежей УВ по Азовскому морю - миоценовые отложения Индоло-Кубанского прогиба (более 60 % прогнозных ресурсов УВ российского сектора акватории), по Черному - верхнеюрский карбонатный перспективный нефтегазоносный комплекс вала Шатского и Анапского выступа (около 90 % ресурсов УВ)

6 Обоснованы первоочередные объекты поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений по акваториям Азовского и Черного морей

Основные положения диссертации изложены в следующих опубликованных работах, № 1 из которых в издании, внесенном в перечень рекомендуемых ВАК РФ

1 Перспективы кефтегазоносности российских секторов Черного и Азовского морей // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений М ВНИИОЭНГ, 2007 -№ 7 - С 25-27 (совместно с В А Гридиным, МП Головановым)

2 Перспективы нефтегазоносности российского сектора акватории Черного моря //Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей — 2005/ Тез докл 2-ая Международная конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей - Геленджик ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», 2005 С 41-43 (совместно с В А Гридиным, М П Головановым)

3 К оценке перспектив нефтегазоносности Черноморской акватории // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти Тез докл Междунар науч -практ конф (Кисловодск, 24-28 окт 2005 г) / СевКавНИПИгаз - Ставрополь РИО ОАО «СевКавНИПИгаз», 2005 С 121-122 (совместно с МП Головановым, В П. Колесниченко, Е А Мельниковым)

4 Тектоника и нефтегазоносность Таманского полуострова // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений [Текст] сб науч трудов/СевКавНИПИгаз - Ставрополь СевКавНИПИгаз, 2005 - Вып 42 С 65-77 (совместно с Е Г Кулиной, А А Енгибаряном)

5 Особенности тектонического строения и перспективы нефтегазоносности Таманского полуострова // Тез докл науч -прак конф молодых ученых и специалистов

(Ставрополь, 26-27 апреля 2006 г) / СевКавНИПИгаз - Ставрополь РИО ОАО «СевКавНИПИгаз», 2006 С 101 (совместно с Е Г Кулиной, А А Енгибаряном)

6 Перспективы нефтегазоносности Керченско-Таманского межпериклинального прогиба // Материалы X региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» Том первый Естественные и точные науки Технические и прикладные науки Ставрополь СевКавГТУ, 2006 С 54 (совместно с В А Гридиным, А А Енгибаряном)

Подписано в печать 19 09 2007 г Формат 60x84 1/16 Уел печ л - 1,75 Уч-изд л —1,16 Бумага офсетная Печать офсетная. Заказ 1272 Тираж 100 экз ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» 355029, г Ставрополь, пр Кулакова, 2

Издательство Северо-Кавказского государственного технического университета Отпечатано в типографии СевКавГТУ

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Долинский, Игорь Геннадьевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ И 8 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ АКВАТОРИЙ ЧЕРНОГО И АЗОВСКОГО МОРЕЙ

1.1 Анализ геолого-геофизической изученности и основные 8 результаты поисково-разведочных работ на нефть и газ

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочных 26 комплексов

1.3 Особенности тектонического строения региона

1.4 История геодинамического развития Азово-Черноморского 58 региона

ГЛАВА 2. СТРОЕНИЕ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ 71 РАСПРОСТРАНЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ

2.1 Характеристика и закономерности распространения 71 нефтегазоносных комплексов акватории Азовского моря

2.1.1 Домеловые перспективные НТК

2.1.2 Меловые НТК

2.1.3 Палеогеновый НТК

2.1.4 Олигоцен-нижнемиоценовый НТК

2.1.5 Неогеновый НТК

2.2 Характеристика и закономерности распространения 94 перспективных НТК Черного моря

2.2.1 Юрские НТК

2.2.2 Меловые НТК

2.2.3 Палеогеновый НТК

2.2.4 Олигоцен-нижнемиоценовый НТК

2.2.5 Неогеновые НТК

ГЛАВА 3 МОДЕЛИРОВАНИЕ И ПРОГНОЗ 137 МОРФОГЕНЕТИЧЕСКИХ ТИПОВ ЛОВУШЕК УВ

3.1 Акватория Азовского моря

3.2 Акватория Черного моря

ГЛАВА 4. КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ 180 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

4.1 Акватория Азовского моря

4.2 Акватория Черного моря

ГЛАВА 5. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОСНОВНЫМ НАПРАВЛЕ- 203 НИЯМ, ОБЪЕКТАМ И ОБЪЕМАМ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Закономерности распространения нефтегазоносных комплексов и ловушек УВ в акваториях Азовского и Черного морей"

Актуальность темы диссертации. Южный федеральный округ является одним из старейших нефтегазодобывающих регионов России. Здесь не только высокая плотность населения, но и максимальная концентрация промышленного потенциала, значительную долю которого составляет топливно-энергетический комплекс.

На территории Предкавказья открыто более трехсот месторождений УВ, различных как по величине запасов, так и по стратиграфическому диапазону продуктивных пластов и фазовому составу залежей. Вместе с тем большинство из них находятся на заключительной стадии разработки.

Учитывая растущие потребности России в углеводородном сырье, очевидна необходимость в укреплении и расширении ресурсной базы. К числу перспективных территорий в пределах юга России, способных в ближайшее время обеспечить высокие темпы прироста запасов углеводородного сырья, можно отнести акватории российского сектора Черного и Азовского морей и их транзитные зоны.

Практически все крупные тектонические элементы российского сектора Азовского и Черного морей являются морским продолжением структур, выявленных на прилегающей суше, в которых открыты скопления УВ.

В акватории Азовского моря выявлен ряд нефтяных и газовых месторождений, но большая часть акватории не охвачена в должной степени сейсмическими исследованиями и бурением. Низкая степень геолого-геофизической изученности российского сектора акватории Черного моря не позволила выявить здесь скопления углеводородов, однако на черноморском шельфе других государств месторождения открыты и разрабатываются.

Актуальность поставленной проблемы заключается в том, что перспективы выявления месторождений УВ в мезозойско-кайнозойских нефтегазоносных комплексах изучаемых акваторий являются достаточно высокими. Исследования, проведенные в диссертационной работе, направлены на обоснование основных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ в пределах российского сектора акваторий Азовского и Черного морей.

Цель и задачи работы. Цель проведенных исследований заключается в обосновании приоритетных направлений ГРР на акватории Черного и Азовского морей на основе установленных закономерностей формирования и размещения природных резервуаров.

Для реализации поставленной цели решались следующие задачи:

- проведение комплексного анализа результатов геолого-геофизических исследований акваторий Черного и Азовского морей;

- установление закономерностей распространения нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров в мезозойско-кайнозойских отложениях;

- проведение геологического моделирования прогнозируемых ловушек УВ;

- проведение количественной оценки перспектив нефтегазоносности по отдельным комплексам и нефтегазоносным районам;

- обоснование первоочередных объектов для постановки геологоразведочных работ на нефть и газ.

Научная новизна.

1. На основе детальных палеогеографических и палеоструктурных исследований с использованием принципов аналогии и транзитное™ выполнен прогноз распространения перспективных нефтегазоносных комплексов в пределах акваторий Черного и Азовского морей.

2. Выявлены новые и подтверждены ранее установленные закономерности формирования верхнеюрской карбонатной формации, и разработана схема распространения оксфорд-титонских биогермных построек, в палеогеографическом отношении приуроченных к Крымско-Кавказской периферии Тетиса.

3. Проведен сравнительный анализ существующих тектонических схем исследуемой территории и предложена новая схема структурно-тектонического районирования Туапсинского прогиба, основанная на комплексной интерпретации результатов геофизических исследований.

4. Разработаны прогностические геологические модели ловушек УВ с обоснованием доминирующих морфогенетических типов структур для каждого нефтегазоносного района.

5. Существенно уточнена схема перспектив нефтегазоносности мезо-кайнозойских отложений акваторий Азовского и Черного морей.

В работе защищаются следующие положения:

1. Зональность распространения рифогенных образований в карбонатной формации верхнеюрского возраста в акватории Черного моря, установленная на основе анализа толщин сейсмофациальных комплексов.

2. Структурно-тектоническое районирование Туапсинского прогиба, проведенное по результатам комплексной интерпретации временных сейсмических разрезов.

3. Геологические модели прогнозируемых ловушек УВ в мезозойско-кайнозойских отложениях акваторий Азовского и Черного морей.

4. Схема перспектив нефтегазоносности мезо-кайнозойских комплексов акваторий Азовского и Черного морей.

Практическая ценность результатов исследований. Проведенные автором исследования позволили существенно уточнить схему перспектив нефтегазоносности Черного и Азовского морей. Установленные закономерности распространения перспективных комплексов, проведенное геологическое моделирование перспективных ловушек и оценка ресурсов по ним, могут представлять практический интерес для предприятий, осуществляющих поисковые и разведочные работы в пределах исследуемых акваторий.

Апробация результатов исследований. Основные положения диссертации, выводы и рекомендации докладывались на научных конференциях ОАО «СевКавНИПИгаз» (г. Ставрополь, 2006 г.; г. Кисловодск, 2005 г.) и СевКавГТУ (г. Ставрополь, 2006 г.), на 2-ой • Международной конференции по проблеме нефтегазоносности Черного,

Азовского и Каспийского морей (г. Геленджик, 2005 г.).

По теме диссертации опубликовано 6 научных статей, в том числе одна в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», внесенном в перечень изданий, рекомендуемых ВАК РФ.

Фактический материал. Исходными фактическими материалами для комплексного геолого-геофизического анализа являлись временные сейсмические разрезы по профилям общей протяженностью более 1500 км, каротажные диаграммы и результаты исследования керна по более чем 100 скважинам, пробуренным в пределах Западного Предкавказья, Таманского полуострова, Северо-Западного Кавказа, Абхазии, юго-западной Грузии и изучаемых акваторий, материалы геологических съемок в пределах СевероЗападного Кавказа, а также научно-исследовательские и производственные отчеты и другие фондовые материалы ООО «Кубаньгазпром», ОАО «СевКавНИПИгаз».

Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 223 страницах текста, и иллюстрируется 49 и рисунками и 7 таблицами. Список использованной литературы включает 101

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Долинский, Игорь Геннадьевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, основные результаты проведенных автором 4 исследований сводятся к следующему. На основе проведенного комплексного анализа геолого-геофизических данных по изучаемым акваториям и прилегающей суши уточнены закономерности распространения установленных и перспективных нефтегазоносных комплексов в пределах акваторий. Основные перспективы нефтегазоносности акватории Азовского моря связаны с миоценовым НТК. К потенциально перспективным относятся слабо изученные отложения триаса и палеозоя, нефтегазоносность которых в акватории не установлена. Наиболее перспективными районами является ^ часть акватории, в тектоническом отношении соответствующая Индоло

Кубанскому прогибу, Южно-Азовской ступени и Азовскому валу. Наибольшие перспективы нефтегазоносности в акватории Черного моря связываются с верхнеюрскими биогермными образованиями вала Шатского и Анапского выступа. Следующими по степени перспективности являются приразломные складки в майкопской толще Туапсинского прогиба. Перспективы нефтегазоносности Керченско-Таманского межперикли-нального прогиба связываются с миоценовыми диапировами и кроптодиапоировыми складками.

В результате проведенного анализа имеющейся информации и собственных исследований, автором составлена схема распространения карбонатной формации приуроченной к Крымско-Кавказской периферии Тетиса. На основе разработанных методических подходов, основанных на анализе распределения мощностей трансгрессивно-регрессивных циклов, выделены участки биогермообразования в акватории Черного моря. Проведено структурно-тектоническое районирование Туапсинского прогиба. По результатам районирования выделены три зоны, из которых наиболее перспективной в нефтегазовом отношении является южная. Проведено геологическое моделирование прогнозируемых ловушек УВ с выделением их доминирующих морфогенетических типов в каждом НГР.

По результатам выполненных исследований уточнена количественная оценка прогнозных ресурсов по нефтегазоносным комплексам и районам. Прогнозные ресурсы УВ российского сектора акватории Азовского моря составляют более 300 млн. т у.т. Первоочередным направлением поисков и разведки залежей УВ здесь являются миоценовые отложения Индоло-Кубанского прогиба, к которым приурочено более 60% прогнозных ресурсов сектора. Прогнозные ресурсы УВ российского сектора акватории Черного моря оцениваются более чем в 7 млрд. т у.т. Около 90% ресурсов приходится на верхнеюрский карбонатный НТК, который является основным направлением поисков и разведки залежей УВ. Для освоения ресурсов УВ первоочередных объектов разработана комплексная программа геологоразведочных работ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Долинский, Игорь Геннадьевич, Ставрополь

1. Адамия Ш.А., Кипиани Я.Р., Чичуа Г.К. Проблема происхождения складчатости Большого Кавказа // Геология и полезные ископаемые Большого Кавказа. М.: Наука, 1987. - С. 55-61.

2. Алиханов Э.Н., Соловьев В.Ф., Лебедев Л.Н. Перспективы нефтегазоносности шельфов некоторых морей СССР /ИГиРГИ. Вып.2 "Проблемы геологии нефти" -М.: изд-во "Недра" 1971. -С. 274-289.

3. Андрусов Н.И. Геотектоника Керченского полуострова // Материалы для геологии России, т. 16. СПБ 1893.

4. Артюшков Е.В. Геодинамика. М.: Наука, 1979. - 327 с.

5. Артюшков Е.В. Физическая тектоника. М.: Наука, 1993. - 454 с.

6. Баранов Г.И., Греков И.И. Геодинамическая модель Большого Кавказа // Проблемы геодинамики Кавказа. -М.: Наука, 1982.

7. Белоусов В.В. Некоторые общие вопросы тектоники области сопряжения Крыма и Кавказа (в связи с проблемой происхождения складчатости). // Сб. Проблемы тектонофизики. Госгеолтехиздат, 1960

8. Белоусов В.В. Основы геотектоники. М.: Недра, 1989. - 382 с.

9. Бойко Н.И., Седлецкий Н. И., Шведов В. Н. Литофациальные особенности и условия образования карбонатных отложений оксфорда в Западном Предкавказье. Литология и полез, ископаемые, 1971, №1. - С.137- 144.

10. Бойко Н.И. Позднеюрские рифогенные образования Северного Кавказа // Сравнительная характеристика эвапоритовых и карбонатных формаций. -Новосибирск: Наука, 1984. С. 150-159.

11. Борков Ф.П., Ефимов В.И., Черненко A.M., Ефременко А.Ф. Строение и перспективы нефтегазоносности среднемиоценовых отложений на северном борту Индоло-Кубанского прогиба // Геология нефти и газа.-1990.-№9. -С.9-12.

12. Бигун П.В. Литология и условия газоносности рифовых массивов Восточной Кубани // Геология и газоносность газодобывающих областей. -М.: ВНИИГАЗ, 1989.-С. 180-186.

13. Бигун П.В. Условия газоносности доманикоидных толщ Предкавказья // Проблемы газоносности СССР. М.: ВНИИГАЗ, 1990. - С. 128-133.

14. Бигун П.В. Роль литофациальных и геохимических факторов в формировании залежей углеводородов глубокопогруженных формаций келловея и верхней юры Западного Предкавказья / Диссертация . канд. геол.-минерал, наук. Ставрополь: СтГТУ, 1997. - 226 с.

15. Борков Ф.П., Головачев Э.М., Семендуев М.М., Щербаков В.В. Геологическое строение и нефтегазоносность Азовского моря (по геофизическим данным). М.: ИГиРГИ, 1994, 188 с.

16. Брод И.О., Вахания Е.К., Соколов Б.А. О газопроявлениях из меловых f отложений в окрестностях г. Сухуми / Новости нефтяной техники.

17. Геология. -М.: Госинти, 1958, С. 18-20

18. Бурштар М.С. и др. Стратиграфия, тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа и Крыма /Тр. ВНИГНИ 1969. Вып.71. - 240с.

19. Нефтегазоносность Западной Грузии / Природные ресурсы Грузинской ССР. Том 5 Изд. Академии наук СССР, 1963, С. 195-242

20. Вахания E.K. Геологическое строение Колхидской низменности (в связи с нефтегазоносностью) // Труды/ВНИГНИ. Грузинское отделение; вып. 151.-Тбилиси, 1973. С. 305-334

21. Вершовский В.Г. Геологические предпосылки перспектив нефтегазонсоности российского сектора Черного моря //Строительство газовых и газоконденсатных скважин. Сб. науч. статей ВНИИгаза и "СевКавНИПИгаза". 1997. - С. 107-112.

22. Вершовский В.Г., Бобко И.М. Перспективы нефтегазоносности Азовского моря // Материалы II Всесоюзной конференции 4-6 сентября 1990 г. / Комплексное освоение газовых ресурсов континентального шельфа

23. СССР. Часть I, М.: ВНИИЭгазпром. - С. 124-125.

24. Вершовский В.Г., Докунихин В.Ф. Российский сектор акватории Азовского моря // Газовая промышленность, 1998. № 1 - С.70-71.

25. Вигинский В.А. Новейшая тектоника Азово-Черноморского региона иf перспективы нефтегазоносности М., - 1996. - 40 с. // Общая ирегиональная геология, геология морей и океанов, геол. картирование: Обзор / АОЗТ Теоинформмарк". С.37-40.

26. Воскресенский А. И. Мезозойское карбонатонакопление в центральной части северной периферии Тетиса // Формации осадочных бассейнов. -М.:Изд- во МГУ, 1985.-С.18.

27. Геология Большого Кавказа (Новые данные по стратиграфии, магматизму и тектонике на древних и альпийском этапах развития складчатой области

28. Большого Кавказа). Науч. Ред. Аджирей Г.Д., М., «Недра», 1976, 263 с.

29. Геология и нефтегазоносность шельфов Черного и Азовского морей / В.В. Бобылев, В.Е. Железняк, Ю.В. Шиманов и др. М.: Недра, 1979. -184 с.

30. Генезис нефтегазоносных структур Таманского полуострова и прилегающей акватории Черного моря / Д.Ф. Исмагилов, В.Н. Козлов,

31. A.A. Терехов, В.И. Попков // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазовая геология в XXI веке /под редакцией член-корр. РАЕН

32. B.А. Соколова и к.г.-м.н. Э.А. Абля. М.: изд-во Моск. Ун-та 2001, часть I.-С 167-169.

33. Гридин В.А., Голованов М.П., Долинский И.Г. Перспективы нефтегазоносности Российского сектора акватории Черного моря // Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей 2005/ Тез.

34. Докл. 2-ая Международня конференция по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. Геленджик: ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», 2005, С. 41-43

35. J Ставрополь: СевКавГТУ, 2006. 54 с.

36. Диапировые складки в Черном море к югу от Горного Крыма / В.В. Калинин, Ю.Г. Моргунов, В.Г. Гайнанов и др. Докл. АН СССР, 1976,т.228, №5. С. 1159-1162.

37. Дмитриевский А.Н., Казьмин В.Г., Баланюк И.Е., Каракин A.B. Газовое i дыхание Черноморской впадины // Газовая промышленность, 2000, №4.1. С. 62-64.

38. Дулу б В.Г., Карпенчук Ю.Р. Позднеюрские рифы Предкарпатского прогиба и особенности их развития // Геология советских Карпат (Доклады советских геологов на XII конгрессе Карпато-Балканской геологической ассциации), Киев: Наукова думка, 1984, с.92-98

39. Жабрев Д.В., Ларская Г.И., и др. Нефтематеринские свиты Западного Предкавказья, основные закономерности их формирования и перспективы нефтегазоносности. //Тр.ВНИГНИ, вып.ЬУ. -М.:Недра, 1966.

40. Зоненшайн Л.П., Деркур Ж., Казьмин В.Г. и др. Эволюция океана Тетис // История океана Тетис. М.: ОИ АН СССР, 1987. - С. 104-116.

41. Исмагилов Д.Ф, Бовкун С.Д., Земцов Е.Е., Головачев Э.М. Геологическая природа рифоподобных объектов в восточной части шельфа Черного моря с позиций сейсмостратиграфического анализа // Светская геология, вып. 4. 1986 г. С. 116-126

42. Исмагилов Д.Ф., Козлов В.Н., Терехова A.A. Глиняный диапиризм и грязевой вулканизм при формировании локальных структур в российскойfr части Черного моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных игазовых месторождений.-2006.-№2.-С. 4-10

43. Казанцев Ю.В. Тектоника Крыма. М.: Наука, 1982. С.110.

44. Капцан В.Х., Соколова В.В. Об оксфордских рифовых образованиях в Преддобруджской впадине // Доклады Академии наук СССР, 1971, Том 198, №3, с. 665-667

45. Колесниченко В.П. Критерии нефтегазоносности среднемиоценовых отложений платформенного борта Западно-Кубанского прогиба: Автореф. дис. канд. геол.-мин. наук. Ставрополь, 1999. - 25 с.

46. Копп M.J1. Новейшие деформации Скифской и юга Восточно-европейской платформы как результат давления Аравийской плиты // Геотектоника, 2000, №2. С.26-42.

47. Короновский Н.В. О формировании антиклинальных ловушек нефти и газа в складчатых предгориях (Краевых прогибах) // Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных ловушек. М.: Недра, 1987. С. 73-78.

48. Короновский Н.В., Ломизе М.Г. и др. Главные события в тектонической эволюции Кавказского сегмента Средиземноморского складчатого пояса // Вестник МГУ. Серия 4. Геология, 1997, №4. С.5-11.

49. Короновский Н.В., Демина Л.И. Коллизионный этап развития Кавказского сектора Альпийского складчатого пояса: геодинамика и магматизм // Геотектоника, 1999, №2. С. 17-35.

50. Корнеев В.И., Пустильников М.Р. О тектонике Тамани и западного погружения Кавказа // Геология нефтяных и газовых месторождений Урало-Поволжья, Кавказа и Средней Азии. -М.:Недра.- 1966.- С.65-78.

51. Корнеев В.И Проблемы глубинного строения Тамани. // Тр.ВНИГНИ, выпуск 100.- М.:- 1970. С.198-208.

52. Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтегазоносность. М., «Недра», 1978. 304 с.

53. Ледовская Г.И. Прогноз соленосных толщ в южных морях СССР

54. Повышение эффективности прогнозирования, поисков и разведки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1983.-С.27-* 35.

55. Летавин А.И. Перерва В.М. Разрывная тектоника и перспективы нефтегазносности краевой зоны Северо-Западного Кавказа. М.: Наука, 1987.

56. Ляхович П.К.,Склярова З.П. Системные флюидодинамические основы поиска, разведки и разработки залежей нефти и газа .Краснодар-Ухта: -2002.-338с.

57. Маловицкий Я.П. Тектоника и история геологического развития Азовского моря // Молодые платформы, их тектоника и перспективы нефтегазоносности. М.: Наука, 1965. С.74-88.

58. Мейснер Л.Б. Значение олигоцен-миоценового прогибания в истории развития Черноморского региона. Изв. вузов. Геол. и разведка, 1981. №9. - С.23-27.

59. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. Верхнекайнозойские прогибы для северовосточной части Черного моря. Геотектоника, 1981, №6. - С. 109-119.

60. Методика поисков и разведки нефтегазоносных объектов нетрадиционного типа.- М.: Наука.- 1990.-240с.

61. Милановский Е.Е. Проблема происхождения Черноморской впадины и ее место в структуре Альпийского пояса. Вестник МГУ, сер. геол., 1967, №1.-С.27-43.

62. Милановский Е.Е. Новейшая тектоника Кавказа. М.: Недра, 1987. 483 с.

63. Муратов М.В., Хаин В.Е. Тектоника и история развития альпийской геосинклинальной области юга европейской части СССР и сопредельных сторон.- М.: Изд-во АН СССР-1949.-510 с.

64. Муратов М.В., Непрочнов Ю.П. Строение дна Черноморской котловины и Г ее происхождение // Бюл. Моск. общества испыт. природы. 167. Вып. 5.-1963 С. 40-58

65. Оценить перспективы нефтегазоносности российских секторов Азовского и Черного морей / В.Г. Вершовский, В.Ф. Докунихин, М.П. Голованов, И.М. Бобко. Ставрополь, 1997. - 150с.

66. Парыляк А.Н., Копач И.П. Особенности строения и нефтегазоносность Индоло-Кубанского прогиба / В кн.: Геологическое строение и нефтегазоносность краевых прогибов. М.: Наука, 1980. С. 98-102.

67. Павлюк М.Т., Богасць О.Т. Тектоника и формации области залегания Восточно-Европейской платформы, Скифской плиты. Киев, Наукова Думка, 1978.- 148 с.

68. Перспективы развития геолого-разведочных работ на нефть и газ в Предкавказье / Под. Ред. Маркова В.Ф., Белова К.А. Ставр. книжное изд., 1972,368 с.

69. Полухтович Б.М., Самарский А.Д., Хныкин В.И. Верхнеюрские рифогенные постройки юго-запада СССР // Геология советских Карпат (Доклады советских геологов на XII конгрессе Карпато-Балканской геологической ассциации), Киев: Наукова думка, 1984, с. 156-163

70. Попков В.И. Складчато-надвиговые дислокации (Закаспий, Предкавказье, Азово-Черноморский регион). -М.: Научный мир, 2001. 136 с.

71. Попович. C.B. Структура осадочного чехла Азово-Причерноморской акватории как фактор нефтегазонаполнения: Автореферат дис. канд. геол.-мин. наук. Одесса. - 1990. - 17с.

72. Попович C.B. Развитие структур горизонтального сжатия в пределах акватории Азовского моря // Геология нефти и газа, 1989. №1. - С. 22-25.

73. Попович C.B. Перспективы нефтегазоносности шельфов российского сектора Черного и Азовского моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. №10. - С.23-31.

74. Попович C.B. Современная структура акватории Азовского моря // Геотектоника, 1998. №5. - С.86-96.

75. Попович C.B. Карбонатные постройки Черного моря как высокоперспективные объекты поиска залежей нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999, №12. - С.2-8.

76. Попович C.B. Перспективы открытия гигантских нефтегазоскоплений в карбонатных отложениях российского сектора Черного моря / ОАО "ВНИИОЭНГ". 2000, №7. - С.2-9.

77. Попович C.B. Геологические предпосылки нефтегазоносности северовосточной части Черного моря / Геология нефти и газа. 2000, №6. С. 1421.

78. Расширение потенциала нефтегазоносности акваторий Черного и Азовского морей /Евдошук Н.К., Ильницкий Н.К., Мельничук П.Н., Клочко В.П.// Геология нефти и газа, 2000. №2 - С.2-5.

79. Расцветаев JI.M. Тектонодинамические условия формирования альпийской структуры Большого Кавказа // Геология и полезные ископаемые Большого Кавказа. М.: Наука, 1987. - С. 69-95.

80. Рахманов, P.P. Грязевые вулканы и их значение в прогнозировании нефтегазоносности недр М.: Недра, 1987. 174 с.

81. Результаты геолого-геофизических исследований на акватории Азовского моря / М.Е. Герасимов, А.Ф. Коморный, А.И. Самсонов и др. // Геология4 нефти и газа.- 1978. -№4.-С. 49-55.

82. Соколов Б.А. Новые идеи в геологии нефти газа: Избранные труды М.: Изд-во МГУ, 2001.-480 с.

83. Семененко В.Н. Стратиграфическая корреляция верхнего миоцена и плиоцена Восточного Паратетиса и Тетиса. -Киев: Наукова думка.- 1987.-206с.

84. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины / Д.А. ) Туголесов, А.С.Горшков, Л.Б. Мейснер и др. М.: Недра, 1985. - 215 С.

85. Типы рифогенных объектов в карбонатных верхнеюрских отложениях Западного Узбекистана и методика их поисков с помощьюсейсмостратиграфии / Бабаджанов. JI.JL, Руббо В.В. и др. М.: ВИЭМС, 1989 г. 49 с.

86. Хаин В.Е. Региональная геотектоника: Альпийский средиземноморский пояс. -М.: Недра, 1984.

87. Холодов, В.Н. О природе грязевых вулканов // Сб. науч. тр. / Геологический институт РАН. М., 2004

88. Шарданов А. Н, Пекло В.П. Новые данные о тектонике западного погружения Кавказа и Тамани.- М.: Гостоптехиздат.- 1961.-С.204-221. (Тр.КФ ВНИИнефть; Вып.6)

89. Шарданов, А.Н. Геологическая история Керченско-Таманского прогиба // Геологический сборник: труды / КФ ВНИИ. М., 1962.- Вып. 10.- С. 4052

90. Шарданов, А.Н., Малышек В.Т., Пекло В.П О корнях грязевых вулканов Таманского полуострова . // Геологический сборник: труды / КФ ВНИИ.-М., 1962.-Вып.10.- С. 53-66.

91. Шнюков Е.Ф. Грязевые вулканы Керченско-Таманской области // Атлас / Киев: Наукова думка, 1986. 152 с.