Родовища нафти і газу. Український сектор:

1 – Одеське, 2 – Безіменне, 3 – Штормове, 4 – Архангельське,

5 – Голіцинське, 6 – Кримське, 7 – Південноголіцинське,

8 – Шмідта, 9 – Субботіна, 10 – Стрілкове, 11 – Північноказантипське, 12 – Східноказантипське, 13 – Північнокерченське, 14 – Північнобулганакське, 15 – Морське;

Російський сектор: 16 – Бейсугське, 17 – Східнобейсузьке;

Румунський сектор: 18 – Лебада,19 – Пескарус, 20 – Клара, 21 – Дойна, 22 – Анна, 23 – Єлєна, 24 – Іоанна, 25 – Кобальческу, 26 – Олімпійське;

Болгарський сектор: 27 – Галата, 28 – Каварна, 29 – Східна Каварна, 30 – Каліакра;

Турецький сектор: 31 – Акакока, 32 – Гулюк, 33 – Аязлі, 34 – Аккая.

За увесь період освоєння ресурсів морських акваторій України до 2011 року відкрито 15 родовищ вуглеводнів, у тому числі 11 газових, 3 газоконденсатних і 1 нафтове. Сумарні запаси всіх родовищ сьогодні становлять: природного газу – 58,56 млрд. м³, газового конденсату – 1231 тис. т, нафти – 2530 тис. т.  За результатами буріння і випробування пошукових свердловин на північно-західному шельфі Чорного моря встановлена промислова газоносність відкладів неогену, майкопу, еоцену, палеоцену, верхньої крейди та перспективність порід нижньої крейди.

На Азовському морі параметричне буріння не проводилося. Пошукові бурові роботи розпочалися в 70-х роках, а в 1976 р. на Північнокерченському піднятті в св. 1 було отримано перший фонтан газу в Азовському морі.

У східній частині Азовського валу в 1975–1982 рр. проведено буріння на Західнобейсузькій, Сигнальній, Невеликій площах. В 1975 р. у Бейсузькому лимані з морської свердловини отримано приплив газу з еоцену на Бейсузькому родовищі. На Сигнальній площі промислові припливи газу одержані з майкопських і неогенових відкладів. На Невеликому родовищі газовий поклад відкрито у майкопських відкладах. Переважно досліджені відклади, що залягають до глибини 2,6 км.

На румунському шельфі Чорного моря перша глибока свердловина (1-Овідіу) була закладена в 1976 р. Перше нафтове родовище – Східна Лебада було відкрите в 1979 р., після чого виявлені ще 2 нафтові родовища – Західна Лебада та Сіноє. Нафтові покладки усіх трьох родовищ пов’язані з нижньокрейдовими пісковиками. Сумарні початкові видобувні запаси нафти румунських родовищ складають, за приблизними оцінками, до 20 млн т. Розробка альбських відкладів родовища Східна Лебада розпочалась у 1987 році і до 2004 року вже було видобуто понад 60 % його видобувних запасів. У 1993 р. розпочато розробку родовища Західна Лебада. Початковий дебіт свердловини досягав 150 т/добу.

Протягом 1981–2003 років вдалось пробурити на шельфі 70 свердловин. У результаті було відкрито шість нафтових і газових родовищ – Лотус, Портіта, Пескарус, Сіноє, Дойна і Кобальческу.

Родовище Сіноє розташоване на заході Істрійської западини. Пастка родовища утворена комбінацією стратиграфічних і структурних елементів. Родовище являє собою асиметричну антикліналь, порушену скидами у північно-східній частині. Загалом від покрівлі до підошви альбу встановлено чотири продуктивні інтервали, названі від S₃ до S₀ (рис. 8.2), що складені погано зцементованими кварцовими пісковиками. Верхній інтервал S₃ найбільш потужний і продуктивний.

Рисунок 8.2 Схематичний розріз через родовище Сіноє:

1 – газова частина покладу; 2 – нафтова частина покладу.

Покришку для порід-колекторів цього інтервалу утворюють щільні вапняки еоцену. Інші три інтервали (S₂, S₁, S₀) тонші, для них контакт газ-нафта і нафта-вода не встановлені. Ці три інтервали ізольовані добре зцементованими вапнистими пісковиками, що перешаровуються з алевритовими мергелями і аргілітами. Особливістю будови родовища є перешарування слабозцементованих пористих порід-колекторів з добре-зцементованими, щільними. Середня пористість порід-колекторів продуктивного інтервалу змінюється від 13 до 22 %. Найпродуктивніші інтервали, зазвичай, приурочені до нормально сортованих і грубозернистих порід верхньої частини альбу. Нижня частина, що складається з піщаних вапняків і вапнистих пісковиків, переважно ущільнена. Середня проникність порід продуктивного інтервалу змінюється від 6 до 200·10^-15 м², з максимальними значеннями у верхній частині альбу.

Пористість контролюється седиментаційним і діагенетичним факторами. Пастки утворені структурним замиканням на заході і півдні, порушенням з півночі і фаціальним заміщенням більш щільними породами на сході.

Обсяги видобутку енергоресурсів з родовищ румунського сектору чорноморського шельфу складають близько 4,4 тис. т нафтового еквіваленту за добу.

У вересні 2007 р. було оголошено про перше за 8 років безуспішного буріння відкриття значного родовища Дельта-4. У результаті випробування свердловини отримано 357 т нафти та 35 тис. м³ газу за добу.

У 2008 році розпочалась розробка двох нових нафтогазових родовищ – Дельта-6 та Західна Лебада. Для розробки родовища Дельта-6 використовувалось буріння горизонтальної свердловини, довжина якої складає близько 4700 м. Видобуток нафти та газу з родовища розпочався у липні 2009 року. Набутий досвід був застосований також при бурінні свердловини на родовищі Західна Лебада-4, видобуток газу та нафти з якої розпочався у серпні 2009 року. На кінець 2009 року обсяги видобутку з даних родовищ склали 340 та 136 тонн нафтового еквіваленту за добу.

Попередні оцінки запасів на газових родовищах Ана і Дойна складали близько 8,6 млрд м³.

Основні нафтові родовища на румунському шельфі Чорного моря виявлені тільки в доолігоценових відкладах. Вони розташовані на акваторіальному продовженні Північної Добруджі на північній окраїні Істрійського басейну, що межує з українським сектором чорноморського шельфу.

Одним з лідерів щодо залучення провідних національних і світових компаній та інвестицій у розробку вуглеводневих покладів Чорного моря на сьогодні стає Туреччина. Зараз обсяги видобутку газу тут ще незначні, але дослідження, проведені в середині 90-х років компаніями Вritish Рetroleum (BP), Toreador Resources та іншими, показали наявність значних покладів газу та нафти. За оцінками поклади нафти у турецькій частині чорноморського шельфу оцінюють у 10 млрд барелів (близько 1,35 млрд т), газу – 1,5 трлн. м³. Розробка турецького сектору шельфу має свої труднощі через його геологічні особливості. Незначні глибини, на яких видобуток енергоресурсів значно простіший та дешевший, простягаються від берега лише на відстань близько 19 км. Далі спостерігається різкий схил до глибин 1300 м, що потребує буріння дорогих похилих свердловин під значним кутом.

У 2005 році було проведено перше глибоководне буріння у Чорному морі неподалік від грузинського сектору. Буріння проводилось при глибині води 1100–1300 м до 4600 м. Але перший досвід виявився невдалим – свердловина виявилась непродуктивною. Для проведення бурових робіт компанія ExonMobil планує залучити плавучу бурову установку «Deepwater Champion» компанії «Transocean», яка наразі будується на верфі Hyundai (Південна Корея). Буріння першої свердловини планується розпочати у першому півріччі 2011 р.

Перші реальні відкриття та розробка покладів енергоресурсів на турецькій частині чорноморського шельфу відбулись на мілководді. У липні 2004 році було розпочато буріння свердловини Аязли-1 у басейні Південна Акакока. Результати буріння виявились позитивними – у жовтні того ж року із еоценових пісковиків отримали промислові припливи газу. Запаси газу у басейні Південна Акакока складають близько 10,5 млрд м³.

Протягом 2005–2006 років проводилось буріння, що дозволило виявити в басейні Піденна Акакока ще ряд газоносних структур – Аккая, Догу, Аязли, на яких у подальшому було облаштовано 8 свердловин (2 – на Аязли, 3 – на Аккая, 3 – на Догу Аязли) для комерційного видобутку газу. Обсяги видобутку газу планувались на рівні 1,8–2,0 млн м³ за добу. У 2007 році були виявлені газові родовища Акакока та Гулук.

Чорноморський шельф Болгарії розробляється лише іноземними компаніями. Перша перспективна структура на болгарському шельфі була виявлена у 1993 році на площі Галата. Проведені геофізичні 3D дослідження та буріння пошукової свердловини у 1996 році підтвердило попередні оцінки. Було виявлено газове родовище Галата із запасами близько 2,5 млрд м³.

У 2007–2008 роках відбулись відкриття нових родовищ газу поблизу Галати. Наприкінці 2007 року було відкрито родовище Каліакра (15 км на схід від Галати), запаси якого оцінюються у 1,5–1,7 млрд м³ газу. У жовтні 2008 року було відкрито родовище Каварна (у 7 км на схід від Галата) з запасами газу близько 0,7 млрд м³. Видобуток газу з цих двох родовищ планували розпочати напркінці 2010 року зі щоденним обсягом близько 1,35 млн м³. Наступним досягненням в середині 2010 року стало родовище Східна Каварна з запасами близько 350 млн м³ та площа Східна Каліакра, з ресурсами 1,8 млрд м³ газу.

Результати розробки болгарської частини шельфу Чорного моря показують, що він є небагатим на поклади енергоресурсів, хоча видобутий газ має дуже високу якість (майже не має домішок, на 98% складається з метану). Глибоководна частина шельфу, де очікували поклади обсягами до 30 млрд м³ газу, не підтвердила поки що свою перспективність. А прибережний мілководний шельф має незначні та роздрібнені родовища.

Дослідницькі роботи на чорноморському шельфі Грузії тривають давно, але результатів щодо видобутих вуглеводнів досі немає. Ще в радянські часи тут проводились дослідження, результати яких вказували на можливість наявності в грузинському секторі Чорного моря ресурсів нафти обсягами від 200 до 600 млн т.

У російському секторі Чорного моря на сьогоднішній день не досягнуто особливих успіхів. Маючи найбільший у світі континентальний шельф, Росія зосередила свої зусилля на пошуку енергоресурсів на півночі та сході держави. Чорноморські проекти є не дуже привабливими для Росії через відсутність досвіду та технічних можливостей для проведення робіт на глибоководних частинах шельфу, технічну складність та високу вартість робіт. Крім цього, особливістю північно-східної частини чорноморського шельфу є рухомість ґрунтів дна Чорного моря, що може спричинити руйнування пробурених свердловин.

До літолого-стратиграфічних комплексів, в яких встановлена промислова нафтогазоносність, у межах українського шельфу Чорного та Азовського морів належать: верхньокрейдовий, палеоцен-еоценовий, олігоцен-нижньоміоценовий (майкопський), неогеновий та перспективний нижньокрейдовий.

В основу нафтогазогеологічного районування покладені структурно-тектонічні елементи осадового чохла, розташування за площею і розрізом родовищ вуглеводнів та фактори, які зумовили нафтогазоносність. Виходячи з цього принципу у межах Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції виділено нафтогазоносні області, нафтогазоносні райони та зони нафтогазонакопичення, що охоплюють акваторіальну частину Чорного та Азовського морів.

До складу Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції входить нафтогазоносна область Переддобрудзького прогину, яка включає два структурно-тектонічних елементи – Криловський прогин і Кілійсько-Зміїне підняття на акваторії шельфу та Переддобрудзький прогин на прилеглій суші у межах межиріччя Прут-Дністер. Переддобрудзька нафтогазоносна область охоплює два нафтогазоносних райони: Алуатсько-Тузловський і Нижньопрутсько-Кілійський.

У межах акваторії північно-західного шельфу до складу провінції входить Північночорноморсько-Кримська та частково Переддобрудзька нафтогазо­носна області. У складі першої за геоструктурними ознаками та зонами нафтогазонакопичення виділені нафтогазоносні райони: Каламітський та Каркінітський. Кожний з них ділиться на зони нафтогазонакопичення, що об’єднують ряд суміжних і схожих за геологічною будовою, тобто генетично пов’язаних між собою пасток структурного, літолого-стратиграфічного або рифогенного типів.

За ступенем розвіданості Переддобрудзька нафтогазо­носна область знаходиться на початковій стадії. Основні перспективи її пов’язуються з комплексами палеозою-мезозою, але ступінь геофізичної вивченості і надійності картування їх слабка. На північному борту Криловського прогину по Дністровському розлому відбувається виклинювання відкладів силуру, девону і пермо-тріасу, а на східній перикліналі Кілійсько-Зміїного підняття – крейдових і палеоценових відкладів, що є сприятливим для формування літолого-стратиграфічних пасток. Але можна передбачити, що основні скупчення вуглеводнів у Переддобрудзькій області можуть бути приурочені, переважно, до локальних піднять, пасток тектонічно екранованого типу і, можливо, рифогенних утворень. Останні особливо впевнено у вигляді низки великих лінзоподібних тіл виділяються у південній частині Криловського прогину.

Каркінітський газонафтоносний район розташований у межах Каркінітсько-Північнокримського прогину. В акваторіальній його частині виявлено вісім дрібних і середніх за запасами газових і газоконденсатних родовищ (рис. 8.3). Стратиграфічний діапазон нафтогазоносності району змінюється від крейдових до палеоценових відкладів. У межах Каркінітського району можна виділити дві нафтогазоносні зони: Голіцинську і Гамбурцевсько-Джанкойську.

Голіцинська зона газонафтона­копичення відповідає північному борту Каркінітського прогину. Середні і дрібні за запасами газові і газоконденсатні родовища тут пов’язані з відкладами палеоцену (Одеське, Голіцинське, Шмідтівське), маастрихту (Шмідтівське), майкопу (Голіцинське, Південноголіцинське, Шмідтівське).

Рисунок 8.3 – Нафтогазоносність українського сектору шельфу Чорного та Азовського морів:

Родовища: 1 – Одеське, 2 – Безіменне, 3 – Штормове, 4 – Архангельське, 5 – Голіцинське, 6 – Кримське, 7 – Південноголіцинське, 8 – Шмідта, 9 – Субботіна, 10 – Стрілкове, 11 – Північноказантипське, 12 – Східноказантипське, 13 – Північнокерченське, 14 – Північнобулганакське, 15 – Морське; Основні нафтогазоперпективні структури: 16 – Олімпійська,

17 – Абіха, 18 – Палласа, 19 – Обручева.

Голіцинське газоконденсатне родовище (рис. 8.4) розташоване у межах чорноморського шельфу України на відстані 130 км від м. Одеса. Воно входить до Південнокаркінітської тектонічної зони Каркінітсько-Північнокримського прогину. Структура виявлена сейсморозвідкою МВХ в 1964 р. і в 1967 р. підготовлена до пошукового буріння по опорному відбивному горизонту в майкопській серії.

Пошукове буріння розпочато в 1971 р. на сході структури. Промислові припливи газу отримано в 1975 р. у свердловині 7, яка відкрила перше родовище вуглеводнів в українському секторі Чорного моря. При її випробуванні виявлено три про­дуктивних майкопських горизонти. З першого дебіт газу становив 73,2 тис. м³/добу, з другого – 30,8 тис. м³/добу. Продуктивність нижньо-палеоценових утворень вперше до­ведена у 1976 р. при випробуванні свердловини 9. У ній одержано газ з конденсатом дебітом 433,2 тис. м³/добу.

Платформний чохол структури представлений карбонатними і теригенними утвореннями крейди, пале­огену і неогену-антропогену, товщина яких становить 1500, 2000 і 350 м відповідно.

По відкладах палеоцену структура являє собою субширотну антикліналь розміром 22x2,5 км і висотою 130 м. Круте північне крило ускладнене зоною підкиду з амплітудою 50–100 м (рис. 5.5). На її південному крилі кути падіння порід становлять 5–6 градусів. У склепінній частині ізогіпсою мінус 2150 м оконтурено три куполи. Вверх за розрізом висота антикліналі та амплітуда роз­ривних порушень зменшуються. Родовище багатопластове. Промислова газонос­ність пов'язана з карбонатними утвореннями нижнього палеоцену і трьома піщано-алевритистими пачками майкопської серії. Газоконденсатний поклад цього горизонту масивно-пластовий склепінний, тектонічно екранований. Основна частина запасів сконцентрована в пісковикоподібних органогенно-детритових вапняках – колекторах тріщинно-порового типу з високими ємнісними і фільтраційними власти­востями на сході родовища. У майкопських горизонтах скупчення газу пластові склепінні з різновисотним по­ложенням газо-водяних контактів у західному і східно­му куполах антикліналі. Колектори теригенні, порового та тріщинно-порового типів. Режим покладів газовий і пружноводонапірний.

В експлуатації знаходиться 21 свердловина. У 9 з них видобувається газ з палеоценових порід, у 12 – з майкопських.

Розробка газоконденсатного покладу на завершальній стадії. Видобуто 6562 млн м³ газу і 212,9 тис. т конденсату. З майкопських горизонтів вилучено близько чверті запасів (593 млн м³ газу). Складність експлуатації свердловин полягає в утво­ренні піщаних і грязьових пробок у стовбурі, збільшен­ні фільтраційних опорів у привибійній зоні.

Рисунок 8.4 – Голіцинське родовище, геологічний профіль:

1 – неузгоджене залягання; 2 – газовий поклад; 3 – розривне порушення.

Гамбурцевсько-Джанкойська зона газонафто­накопичення в структурному відношені відповідає південному борту Каркінітського прогину. У цій зоні на сьогоднішній день відкрито у відкладах палеоцену Штормове газоконденсатне родовище, у відкладах майкопу Архангельське і Кримське газові родовища і один невеликий поклад газу в неогені на Архангельському родовищі. На прилеглому суходолі в цю зону входять нафтове Октябрське і газоконденсатне Західнооктябрське родовища, приурочені до нижньокрейдового комплексу.

На Октябрському родовищі продукти­вними є базальні пісковики нижньої крейди, а на Західно­октябрському колекторами служать вулканокластичні породи, що залягають у покрівлі аргілітів середньоальбського під’ярусу.

Поклади даних родовищ є, переважно, пластовими склепін­ними, іноді тектонічно екранованими, у карбонатних відкладах – масивними і комбінованими пластово-склепінними, літологічно екранованими у вулканічних породах нижньої крейди.

Локальні підняття зони, переважно, є наскрізними. Вниз за розрізом збільшується їхня амплітуда, розміри, ступінь порушеності. У фундаменті підняттям відповідають виступи і блоки. Перспективи щодо наявності покладів газу і газоконденсату у верхніх комплексах зони майже вичерпані і пов’язуються, переважно, з відкладами крейди.

У Каркінітсько-Північнокримсь­кому прогині виділяються перс пек­тивний нижньокрейдовий і верхньо­крейдово-палеоценовий та майкопський нафтогазоносні комплекси.

Верхній крейдово-палеоценовий нафтогазоносний комплекс переважно карбонатний і глинисто-карбонатний. Колектори – тріщинно-порового і каверново-тріщинно-порового типу, за виключенням глинистих різновидів (покришок).

У карбонатних породах верхньої крейди колектори в сеномані і турон-сантоні характеризуються підвищеною тріщинуватістю.

Майкопський нафтогазоносний комплекс у межах Каркінісько-Північнокримського прогину складений переважно глинами, що мають властивості порід-покришок. Пласти пісковиків, алевролітів групуються в пачки і приурочені до низів розрізу, а також до верхньокарлеутського горизонту серед­нього майкопу. Відкрита пористість становить 11,7–39,0 %, а проникність – (8,2–3370,1)·10^-15м². Поряд з піщано-алевритовими породами-колекторами зустрічаються алевритові глини.

Родовища вуглеводнів Каркінітсько-Північнокримського прогину пов’язані переважно зі склепінними пастками, що розташовані в Тарханкутсько-Михайлівській і Серебрянській депресіях поблизу великих розломів і мають яскраво виражену субширотну зональність.

Каламітський газонафтоносний район охоплює вал Губкіна, Крайову ступінь, Каламітське та Іллічівське підняття. Нафтогазоносність району встановлена поки що тільки в нижньокрейдових відкладах західної частини Крайової ступіні на межі з Бабадагським прогином у межах румунського шельфу, де відкрито ряд нафтових родовищ. На валі Губкіна потужність осадового чохла скорочується до 400-600 м. Умовно тут виділяються відклади юри, нижньої крейди, еоцену і неогену. У районі західного занурення мегантиклінорію Гірського Криму потужність осадового чохла змінюється від 500 до 4000 м, збільшуючись у західному напрямку. Родовища вуглеводнів прогнозуються, переважно, в антиклінальних пастках і різних піщаних утвореннях (вали, бари, банки) акумулятивного генезису в неогенових відкладах південної частини району, а на схилах Каламітського валу і на Крайовій ступіні можливе утворення літологічних покладів, пов’язаних із зонами виклинювання окремих пачок порід-колекторів, наприклад, у нижньокрейдовій і майкопській частинах розрізу.

У складі Чорноморської нафтогазоперспективної області виділяється Придунайський газоперспективной район, розміщений більшою своєю частиною в територіальних водах Румунії. У межах економічної зони України знаходиться невелика північно-східна ділянка, з виявленими тут у відкладах неогену кількома високоамплітудними куполоподібними складками. Розріз осадового чохла складений неогеновими відкладами потужністю від 4400 до 7200 м. У зв’язку з низьким ступенем геолого-геофізичної вивченості, перспективи району залишаються невизначеними.

Західночорноморський перспективний район розміщений на південь від Каламітсько-Центральнокримського підняття, західніше мегантиклінорію Гірського Криму. Перспективи цього району не визначені.

Північно-східна частина акваторії Чорного моря, включаючи Керченсько-Таманський шельф України, є складовою частиною Індоло-Кубанської нафтогазоносної області. У ній мають розвиток такі нафтогазоносні і перспективні комплекси: верхньоюрсько-беріаський, нижньокрейдяний, палеоцен-нижньокрейдяний, еоценовий, майкопський, пліоцен-середньоміоценовий.

Керченсько-Таманський шельф ще в 1976–1977 рр. вважався високоперспективним щодо нафтогазоносності. Це обгрунто­вувалось наявністю чисельних антиклінальних зон з діапіровими, криптодіапіровими і неускладненими діапіризмом підняттями. Виявлені в межах антиклінальних зон родовища вуглеводнів на західному узбережжі Кавказу (Вітязівське, Благовіщенське, Східнобугазьке) дозволяють прогнозувати таку ж нафтогазоносність і в межах шельфу.

На акваторії північно-східної частини Чорного моря до останнього часу була пробурена лише свердловина Рифова-302, розташована в територіальних водах Росії. У цій свердловині встановлена нафтогазоносність в пісках сарматського і тортонського ярусів та в пісковиках майкопської серії. Слабогазонасичені породи (вміст газу до 4 %) зустрічаються у відкладах меотису і у відкладах верхнього сармату. Нафтонасичені керни і шлам отримані з пісків і мергелів сарматського ярусу, пісків тортонського ярусу, пісковиків майкопської серії.

Основні перспективи Індоло-Кубанської нафтогазоносної області більшість дослідників пов’язує з відкладами верхньої юри, крейди і палеоген-неогену

У межах Південнокерченського відгалуження Індоло-Кубанського прогину виявлено групу нфтогазоперспективних структур південно-східного простягання (Південно­керченська, Керченська, Моряна, Абіха, Глибока, Субботіна, Личагіна, Дрейфова, Південна Соколова та інші, всього 25 об’єктів).

Родовище Субботіна (рис. 8.5) – перше нафтове родовище, відкрите на прикерченському шельфі Чорного моря. Воно розташоване на відстані 50 км на південь від м. Керч і пов’язане з однойменною структурою. Підняття Субботіна виявлено у 1978 р. у результаті сейсморозвідувальних робіт Чорноморської геофізичної експедиції об’єднання «Кримгеологія». Це одне з найбільших локальних підняттів прикерченської акваторії. У 2005 р. в апікальній частині структури було пробурено параметричну свердловину 403 завглибшки 4300 м (рис. 5.7).

Вона розкрила стометрову товщу сірих органогенно-детритових вапняків та перешарування зеленувато-сірих аргілітів, алевролітів і пісковиків палеогенового відділу. Породи-колектори порово-тріщинного типу представлені глинисто-карбонатними утвореннями, а також порового типу – пісковиками з відкритою пористістю відповідно 10–15 % і 5–30 %.

Рисунок 8.5 – Будова відкладів нижнього майкопу та моделі нафтових покладів в апікальній частині структури Субботіна

(за Я.Г. Лазаруком, 2009): 1 - продуктивні частини; 2 – насув.

Вище залягає двокілометрова майкопська товща, що входить до складу олігоценового відділу та нижньоміоценового підвідділу. Відклади нижнього майкопу представлені тонкоритмічним перешаруванням сірих аргілітів, пісковиків (як правило дрібнозернистих) і алевролітів завтовшки від одного-двох міліметрів до декількох сантиметрів для яких характерна літогенетична тріщинуватість. Пористість порід-колекторів коливається від 5 до 25 %. Утворення середнього та верхнього майкопу складені темно-сірими слюдистими горизонтально шаруватими глинами й алевролітами, товщина яких досягає 1000 м. Вони є надійними флюїдоупорами.

Назагал, можна стверджувати, що структура є асиметричною антикліналлю північно-східного простягання з крутішим південно-східним крилом і розмірами 9×4 км по ізогіпсі мінус 3400 м. Складка порушена системою розривів, найімовірніше підкидами та насувами, що простягаються вздовж осі структури.

Ще не визначено модель вуглеводневих покладів родовища. За результатами випробування свердловин відклади еоцену виявилися обводненими. Припливи нафти отримано лише з утворень нижнього майкопу, що умовно зверху вниз розділені на продуктивні пачки М-1, М-2, М-3, М-4, М-5, М-6.

Станом на 2011 рік в українському секторі Азовського моря встановлено 6 родовищ газу. У російському секторі Азовського моря знаходиться 5 родовищ. Родовища вуглеводнів акваторії Азовського моря розподіляються таким чином: на Азовському валі – 8 (порівно в українському і російському секторах); в Іноло-Кубанському прогині – 3 (в українському секторі – 2, російському – 1).

В українському секторі Азовського моря, де освоєно об’єкти тільки на незначних глибинах (до 1-2 км), є ще значний резерв антиклінальних структур (піднять); рівень вивченості території незначний (трохи більше 3%).

Тут виділено шість нафтогазоносних і перспективних карбонатно-теригенних комплексів: юрський, нижньокрейдовий, верхньокрейдовий, палеоценово-еоценовий, майкопський і середньоміоценово-пліоценовий (перший перспективний, інші – нафтогазоносні). У породах гетерогенного і гетерохронного фундаменту району досліджень виділяються перспективні комплекси фундаменту: тріас-нижньоюрський (тріасовий, чи пермо-тріасовий), палеозойський і докембрійський (кристалічний).

Юрський перспективний комплекс вивчений дуже слабо. Перспективи цього комплексу на Азовській акваторії невияснені. Їх пов’язують в першу чергу з Чингульською сідловиною та північним схилом Східноазовського прогину. До перспективних відносяться і Північноазовський прогин та Індоло-Кубанський прогини.

Промислова нафтогазоносність юрського комплексу в акваторії Азовського моря недоведена. Найбільші газоконденсатні родовища – Кошехабльське, Ювілейне, Північноладозьке, що розвідані у межах Східнокубанського прогину у межах Російської Федерації.

Нижньокрейдовий комплекс вважається регіонально нафтогазоносним і може розглядатись як один з основних нафтогазопошукових об’єктів на Азовському морі. Його продуктивність доведена бурінням у Північному Криму (Тетянівське, Західнооктябрське газоконденсатні і Октябрське нафтогазове родовища) та у північно-західному Передкавказзі у східній частині Азово-Березанської газоносної області. Комплекс складений потужною (у південній смузі акваторії) товщею піщано-глинистих порід, сприятливим співвідношенням порід-колекторів і покришок, зазвичай високою газонасиченістю пластових вод і переважно вуглеводневим складом водорозчинених газів.

Роль непроникної покришки відіграє потужна товща, переважно, глинистих утворень ранньо- та середньоальбського віку. Продуктивні горизонти представлені переважно крупнозернистими пісковиками, порового і тріщинно-порового типів. Ефективні товщини їх змінюються від 3,7 до 14,6 м.

Верхньокрейдовий нафтогазоносний комплекс складений переважно карбонатними глинисто-карбонатними породами та мергелями. До бортів і центрикліналей прогинів спостерігається закономірне зменшення їх товщини і повноти. Комплекс переважно карбонатний (вапняки і мергелі). У бортових і центриклінальних частинах прогинів збільшуються домішки теригенно-уламкового матеріалу. У карбонатних породах з’являються прошарки пісковиків і алевролітів.

Палеоценово-еоценовий нафтогазоносний комплекс перспективний переважно у південній прилеглій до Керченського півострова зоні акваторії Азовського моря. Нижньопалеоценова товща представлена глинистими, органогенно-детритовими і тонкомікрозернистими вапняками з прошарками мергелів, піщанистих вапняків, зрідка пісковиків.

Майкопська серія є регіонально нафтогазоносною (поклади нафти та газу приурочені до низів нижнього і верхів середнього майкопу). З нею пов’язані родовища у північно-західному Передкавказзі, на Керченському півострові, Азовському морі (Стрілкове, Морське-1, Північноказантипське та інші), в Рівнинному Криму.

Стрілкове газове родовище розташоване у північній частині Арабатської Стрілки і прилеглій акваторії Азовського моря на відстані 25 км від м. Генічеськ. Воно приурочене до західного занурення Азовського валу Скіфської плити.

Стрілкове підняття виявлено в 1953 р. сейсмічни­ми роботами МВХ на Арабатській Стрілці у вигляді антиклінального перегину по відбивних горизонтах у відкладах палеогену (рис. 8.6). У 1963–1965 pp. сейсмічними, гравіметричними і електро­розвідувальними роботами вивчена лише західна перикліналь структури, більша частина якої знаходиться в акваторії.

Рисунок 8.6 – Родовище Стрілкове, геологічний розріз:

1 – неузгоджене залягання, 2 – газовий поклад.

У 1967–1969 і 1974 pp. морською сейсморозвід­кою і гравіметрією вивчалася будова східної частини родовища. У 1973–1975 pp. тут пробурено чотири розвідувальні свердловини. В одній з них (св. 16) впер­ше одержано промисловий приплив з продуктивного горизонту IV. Дебіт газу з інтервалу 436-440 м досягав 136 тис. м³/добу. Всього пробурено на суші 9 і на акваторії 4 пошукові і розвідувальні свердловини.

У геологічному розрізі родовища беруть участь карбонатно-теригенні утворення крейди, палеогену-нижнього міоцену, що незгідно перекриті переважно гли­нисто-карбонатними породами середнього міоцену-антропогену. Загальна їх товщина понад 2600 м.

Стрілкова структура в палеогенових утвореннях являє собою субширотну брахіантикліналь. Довжина її у різних горизонтах олігоцену становить від 9 до 13 км, ширина 4-6 км, висота 25–50 м. Продуктивними є теригенні утворення середнього майкопу з поверхом газоносності понад 110 м. Газоносні три горизонти. Поклади пластові склепінні, пов'язані з трьома піщано-алевритовими пачками олігоцену (IV, V і VI). Половина промислових запасів газу родовища знаходиться в колекторах горизонту V, які мають високу пористість та проникність. Породи-колектори теригенні, порового і тріщинно-порового типів.

На початковій стадії режим роботи покладів був га­зовий, пізніше він доповнився водонапірним. З вве­денням свердловин, пробурених з другої платформи, режим V продуктивного горизонту знову змінився на газовий, а IV і VI горизонтів – на водонапірний.

Родовище знаходиться на стадії стабільно падаю­чого видобутку з постійним фондом експлуатаційних свердловин. Всього видобуто 1662 млн м³ газу, або 53,8 % від початкових запасів.

Високі перспективи очікуються на структурах майкопського нафтогазоносного комплексу, які приурочені до північного борту Індоло-Кубанського прогину. У майкопському комплексі прогнозується різноманітний набір типів пасток діа- і епігенетичної природи. Інтервали можливої продуктивності, як правило, приурочені до переважно глинистого розрізу, в якому пастки формуються за рахунок розущільнення глин.

Середньоміоценово-пліоценовий нафтогазоносний комплекс (товщиною до 100 м) найкраще вивчений у північній і східній зонах Керченського півострова та прилеглій Азовській акваторії. На суходолі можна вважати його нафтогазоносний потенціал повністю реалізованим. Перспективи пов’язані з південною зоною Азовського моря, де розвідані три газових родовища: Північнобулганацьке, Північнокерченське та Східноказантипське. Цей район характеризується достатньо високим ступенем гідрогеологічної закритості. Про перспективність середньоміоценово-пліоценового комплексу південної акваторії Азовського моря свідчать розвідані тут газові родовища, чисельні скупчення нафти та газу в північно-західному Передкавказзі і на Керченському півострові. Приазовське газове родовище виявлене в північно-західному Приазов’ї може свідчити про певні перспективи комплексу у межах Чингульської сідловини.

Назагал можна вважати, що Азово-Чорноморський басейн належить до регіонів з від­носно слабовивченою нафтогазоносністю. На сучасному етапі основні перспективи на нафту і газ пов'язані з Каркінітсько-Північнокримським, Переддобрудзьким, Індольським прогинами, а також з Азовським валом. Заслуговують особливої уваги нижньокрейдові, дат-палеоценові, майкопські відклади, а також докрейдові комплекси. Розвідку останнього структурно-тектонічного поверху доцільно проводити разом з розвід­кою вище розташованого нижньокрейдового комплексу, оскільки бу­дова їх значною мірою подібна.

Однією з важливих пошукових ознак у межах Причорноморсько-Кримського регіону є зони розломів. Першочерговими для нафтогазопошукового буріння є ділянки вздовж зон крайових розломів Каркінітсько-Північнокримського прогину й уздовж Кримського розлому, поблизу яких вже виявлено низку промислових родовищ. Необхідно також звернути увагу на північний і пів­денний схили Азовського серединного валу, дослідити вузли перетину регіональних розломів субширотного орієнтування з розривними по­рушеннями інших напрямків.

Початкові ресурси вуглеводнів у межах акваторії Чорного і Азов­ських морів оцінюються високо. На північно-західному шельфі крім палеогенового і крейдового нафтогазоносних комплексів перспектив­ними можна вважати палеозойські, тріасові, юрські відклади морсь­кого продовження Переддобрудзького прогину. Має пошуковий інте­рес Придунайська зона шельфу, Михайлівська депресія.

В акваторії Азовського моря перспективними для пошуків покладів вуглеводнів у крейдових, палеогенових і неогенових відкладах є анти­клінальні підняття в Індольському та Північно-азовському прогинах. Бажаним є подальше вивчення зон виклинювання крейдових і палео­генових відкладів на схилах Азовського валу.

За глибиною залягання більша частина прогнозних ресурсів вугле­воднів у межах акваторії приурочена до інтервалу 2000–5000 м, а за глибиною моря – до 100 м. З урахуванням рифтогенної природи Чор­номорської западини, сприятливих термобаричних умов, значного осадового виповнення можна прогнозувати високі перспективи наф­тогазоносності не тільки шельфової зони, а й континентального схилу.

За оцінкою Українського державного геолого­розвідувального інституту сумарні початкові видобувні ресурси українського сектора акваторій Чорного та Азовського морів станом на 01.01.07 р. оцінюються в 2279,2 млн т умовного палива, що складає близько 30 % від всіх початкових видобувних ресурсів вуглеводнів України. Освоєність початкових потенційних видобувних ресурсів вуглеводнів українських акваторій складає всього 3,2 % (на суші України - близько 70%).

Станом на 2009 рік у фонді Державної геологічної служби України обліковуються 64 виявлених в акваторіях Чорного і Азовського морів перспективних об'єкти та 21 об'єкт, підготовлений до пошуково-розвідувального та параметричного буріння.

У частині акваторії, де глибини моря не перевищують 100 м сумарні початкові видобувні ресурси оцінюються в 1280 млн т умовного палива, ступінь освоєння 7 %.

У глибоководній частині Чорного моря виділяється низка структур, значних за розмірами та амплітудою, які можуть вміщувати великі та унікальні за запасами родовища вуглеводнів. Проте недостатня вивченість даних об'єктів не дозволяє поки що оцінити їх ресурсний потенціал. За приблизними оцінками, їхні ресурси складають від 4 до 6 трлн. м³ у газовому еквіваленті.