3.3 Перспективи нафтогазоносності надр Світового океану

Оцінка перспектив нафтогазоносності всіх акваторій базується на сучасних даних з геологічної будови Світового океану та реально іс­нуючих в його надрах термодинамічних умов. Безумовно, вони не є повними і з часом будуть зазнавати деяких змін, а по окремих районах, можливо, і значних.

Загальна площа, що є перспективною на нафту і газ, становить 75 млн км², тобто 21 % загальної площі морів і океанів; на шельфи припадає 19,3, на континентальний схил – 20,4, на материкове підніжжя – 35,3 млн км². На перспективних площах морського і океанічного дна залягає 260 млн км³ осадових відкладів, з яких близько 212 млн км³ припадає на консолідовані породи. Це означає, що надра Світового океану вміщують більше половини об’єму всієї потенційно нафтогазоносної товщі земної кори.

За оцінками спеціалістів потенційні ресурси надр Світового оке­ану складають не менше половини загальносвітових потенційних ресурсів нафти і газу. На частку Атлантики (з врахуванням її внутрішніх і окраїнних морів) припадає 47,8 % потенційних видобувних ресурсів нафти і газу. Частка Індійського океану – 22,2 %, Північного Льодовитого – 16,7 %, Тихого – 8,9 %, Приантарктичні води – 4,4 %. Приблиз­но третина цих ресурсів припадає на глибоководні області. Початкові розвідані видобувні запаси нафти і газу становлять 56 млрд., з яких 39,4 % припадає на Атлантичний океан, 42,8 % – на Індійський, по 8,9 % відповідно на Тихий і Північний Льодовитий.

Розподіл запасів нафти і газу на шельфах нерівномірний, що пов’язано не тільки з реальною ресурсною базою, але і розвіданістю. Половина морських запасів нафти і газу припадає на Близький Схід, близько 15 % – на Латинську Америку, 13 % – на Західну Європу, на Далекий Схід – 10 %, на Північну Америку – 6 %, на Африку – 5 %.

Добре відомо, що головними критеріями при якісній та кількісній оцінці перспектив нафтогазоносності надр окремих територій є такі:

- геотектонічні умови (відповідні басейни, западини чи прогини заповнені осадовими відкладами);

- структурні умови (відповідне залягання, наявність структурних форм – пасток для нафти і газу);

- літолого-фаціальні умови (наявність порід-покришок, порід-колекторів тощо);

- гідрогеологічні умови;

- термодинамічні умови;

- природні нафтогазопрояви;

- техніко-економічні показники.

Прогнозування перспектив нафтогазоносності окремих великих територій, в тому числі і морських, повинно базуватись насамперед на геотектонічних даних та історії геотектонічного розвитку. Для маловивчених територій прогнозування можливе за допомогою методів аналогій з відомими подібними районами. Потрібно пам’ятати, що для ізольованих западин оцінка може обгрунтовуватись тільки з можливостей даного басейну, в той час як для структур відкритого типу необхідно врахувати можливість перетоків флюїдів з одного в інший.

Геотектонічне районування Світового океану розроблено не дос­татньо. Наведемо схему районування, яка запропонована М.К. Калінко (1969), де виділяються:

1 Зони шельфів:

а) підзони шельфів складчастих областей;

б) підзони шельфів давніх платформ;

в) підзони шельфів молодих платформ.

2 Зони материкового схилу:

а) підзони платформного материкового схилу;

б) підзони геосинклінального материкового схилу.

3 Зони материкового підніжжя.

4 Зони абісальних рівнин.

5 Зони внутрішньоокеанічних піднять.

6 Зони глибоководних жолобів.

7 Зони рифтів.

Але в цій схемі відсутні острівні дуги. Треба враховувати також існування внутрішньоматерикових та окраїнних басейнів. Останні можуть бути пасивними або активними в тектонічному відношенні.

Потрібно пам’ятати про існування прямого зв’язку між швидкіс­тю нагромадження осадків та запасами нафти і газу в басейнах і оберненого зв’язку між кількістю перерв в осадконагромадженні та концентра­цією запасів.

Розрахунки показують, що величина ущільнюючого тиску в надрах суші буде іншою, ніж у надрах водного басейну. Про відносно повільне ущільнення ґрунтів водних басейнів свідчать також дані океанічного буріння, за даними яких породи мають пористість 50–60 % до глибин 1000–1300 м від дна океану. Ущільнення глинистих порід під дном океану проходить значно повільніше, ніж у надрах суші. Тому формування порід-покришок буде відбуватись значно пізніше і на більшій глибині. А недоущільнення порід є гарантом існування високопористих колекторів нафти і газу.

Не розглядаючи детально виникнення та зміни геотермічного градієнту в надрах океану, вкажемо, що при цьому потрібно враховувати вплив геотектонічних рухів у зонах розтягу та стиску. Геотермічні градієнти у свіжих осадках, вищі, ніж у породах дна басейну. Назагал у надрах океанів геотермічні градієнти вищі, ніж у надрах суходолів. Це прискорює процеси катагенетичного перетворення гірських порід та захороненої органіки.

Ознаки нафтогазоносності виявлені на глибинах понад 3000 м, що свідчить про високі перспективи частин глибоководних басейнів.

Таким чином, враховуючи наведені дані можна стверджувати, що, окрім шельфів, перспективними можуть бути: материковий схил, материкове підніжжя, окремі ділянки глибоководних жолобів, що заповнені потужними товщами осадків, рифтові зони при підході їх до суші та в межах суші, окремі ділянки острівних дуг. Всі інші зони або безперспективні, або малоперспективні в нафтогазоносному відношенні.