5.4 Термобаричні умови і розповсюдження родовищ вуглеводнів в Південноукраїнському нафтогазоносному регіоні

Безпосередні заміри температур в свердловинах та території Криму і Керченського півострову свідчать про наявність тут умов з підвищенням температурним фоном (таблиця 17). Нормаль­ні геотермічні ступені в Криму відмічені тільки на Західно - Октябрській і Октябрській площах (від 31,9 до 34,9 м на 1°С). На інших площах де робилися прямі заміри температур по відношенню до загально прийнятих середніх значень геотерміч­них ступенів 33 м на 1°С, зафіксовані занижені геотермічні ступені від 27,6 до 15,3 м на 1°С, що свідчать про наявність майже на всіх площах Криму і Керченського півострову підви­щених геотермічних градієнтів. Але як можна бачити з приве­дених даних в таблиці 17, умови підвищення температурного фону на формування аномально високих пластових тисків в осадових відкладах, мабуть, не впливають. Так при наявності величини геотермічного ступеня на глибині 225 м на Міжводненській площі дорівнює 15,8 м на 1°С, коефіцієнт аномальності початкового пластового тиску у відкладах дорівнює 0,84. Цей коефіцієнт характеризує аномально-низький пластовий тиск у відк­ладах. На Кіровській площі, де на глибині 987 м значення геотер­мічного ступеню дорівнює 17,4 в природному резервуарі коефі­цієнт початкового пластового тиску дорівнює 0,94, який також характеризує пластовий тиск нижче гідростатичного. Навпаки, на Західно - Октябрській і Октябрській площах при геотермічних ступенях відповідно 34,9 і 31,9 м на 1°С, коефіцієнти аномаль­ності початкових пластових тисків дорівнюють величинам 1,19 і 1,10. Такі значення коефіцієнтів аномальності тисків характер­ні для нормальних і навіть підвищених пластових тисків.

Цікаво, що температурні умови, які відмічені в Індольському прогині зберігаються і далі на схід в межах, вже Кубанського прогину, про що свідчать результати досліджень приведених в таблиці 18.

Слід відмітити, що в Південноукраїнському нафтогазонос­ному регіоні в межах платформенної її частини (Скіфська плита, Переддобруджинський прогин) природні резервуари взагалі ха­рактеризуються, в основному, нормальними початковими гідроста­тичними тисками, а іноді і нижче за гідростатичні.

Родовища вуглеводнів Скіфської плити, як правило, належить до пологих антикліналей, які характеризуються низькими значеннями коефіцієнтів інтенсив­ності (таблиця 19). Природні резервуари тут не були в умовах інтенсивного тектонічного стискування, завдяки чому, на наш погляд, в цих покладах немає аномально - високих пластових тисків.

Навпаки, на Керченському півострові в межах Індольського прогину і західного занурення Кримського мегаантиклінорія зуст­річаються родовища вуглеводнів, які належать до тектонічно стиснутих антикліналей. Коефіцієнти інтенсивності таких антик­ліналей мають великі значення. Прикладом може служити Мошкарівсько - Куйбишевська площа (дивися таблиця 19). Крім цього в Індольському прогині розвинуті грязеві вулкани, як правило, в склепіннях стиснутих антиклінальних структур. Ймовірно, що аномально ви­сокі пластові тиски в природних резервуарах в районі Індольського прогину і західного занурення Кримського мегаантиклінорія генетично пов’язаний з дією тектонічного стискування ша­рів порід і грязевим вулканізмом.

Відмінність вуглеводневого складу родовищ Скіфської плити, де переважають газові і газоконденсатні поклади (від складчастого району Індольського прогину та західного занурення Кримської гірської споруди, це розповсюджені нафтові поклади, ймовірно, пов’язані з різноманітністю початкового органічного матеріалу, який перетворювався у вуглеводні, а також, мабуть, обумовлена термобаричними умовами, в яких знаходяться ці поклади.