Нафтогазоносні регіони України

Матеріал з Вікіпедії — вільної енциклопедії.
Перейти до: навігація, пошук

Нафтогазоносні регіони України

У межах України є три нафтогазоносні регіони:

  • східний — Дніпровсько-Донецька западина
  • західний — Західноукраїнський регіон
    • Волино-Подільська газонафтоносна провінція
    • Передкарпатська нафтогазоносна провінція
    • Карпатська складчаста нафтоносна область
    • Закарпатська газоносна область,
  • Південно-Кримська нафтогазоносна провінція.

Дніпровсько-Донецька западина[ред.ред. код]

Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ) — це внутрішня платформенна структура авлакогенного типу. Розміри западини — 630x210 км, площа — 100 тис. км². Вона охоплює територію Чернігівської, Полтавської, Сумської, Харківської, Дніпропетровської, Луганської і Донецької областей. ДДЗ складають девонські, кам'яновугільні, пермські, тріасові юрські, крейдові, третинні і четвертинні відклади. За даними геолого-геофізичних досліджень, у південно-східній її частині прогнозується розвиток рифейських і, можливо, нижньопалеозойських утворень. У літологічному відношенні розріз ДДЗ представлений переважно теригенними відкладами. Крім того, тут розвинуті три соленосні товщі (нижньопермська, фаменська, франська), дві ефузивні в девоні, а також карбонатні — в верхній крейді, нижньобашкирському, нижньовізейському і турнейському ярусах.

За тектонічною схемою в межах ДДЗ виділяються північний і південний борти (схили Воронезького кристалічного масиву і Українського щита) і Дніпровський грабен Останній на заході через Брагинсько-Лоєвську сідловину межує із Прип'ятським грабеном, а на сході по шовному з'єднанню — із Донбасом і має структуру складної будови, в якій виділяються поздовжні та поперечні тектонічні елементи. Поздовжніми є північна і південна прибортові зони, які характеризуються субмоноклінальним заляганням порід, і центральна (осьова) зона, в межах якої розвинуті найбільш крупні вали і депресії.

В ДДЗ відкрито 180 родовищ нафти і газу, в яких газ становить 74,5, нафта — 18,6 і конденсат — 6,9 %. В стратиграфічному розрізі ДДЗ виділяється вісім продуктивних комплексів: мезозойський, нижньопермсько-верхньокам'яновугільний, середньокам'яновугільний, серпухівський, верхньовізейський, турнейсько-нижньовізейський, девонський і докембрійський (в фундаменті). При цьому серпухівський, верхньовізейський і турнейсько-нижньовізейський комплекси, які характеризуються подібними умовами нафтогазоносності, відособлюють в нижньокам'яновугільний мегакомплекс.

В нафтогеологічному районуванні на території ДДЗ виділяється Дніпровсько-Донецька газонафтоносна область як складова частина Дніпровсько-Прип'ятської нафтогазоносної провінції. В межах цієї області виділяються 5 субобластей, 14 нафтогазоносних районів і 29 зон нафтогазонагромадження. Мезозойський комплекс, продуктивний на семи родовищах, має підпорядковане значення, оскільки вміщує тільки 0,6 % початкових ресурсів вуглеводнів. На всіх родовищах поклади газові, за винятком Качанівського, де є нафта. Глибина залягання продуктивних горизонтів в мезозої змінюється від 400 до 1850 м. В них метанові гази становлять 86—93, важкі вуглеводні — 0,25—10,80, нафта легка і середня 0,82 — 0,88, малосірчана 0,36 — 0,56, парафінова — 0,60—2 70, сильносмолиста 19—40 %. Всі поклади приурочені до крупноамплітудних антиклінальних структур і є склепінними, часто тектонічно екранованими.

Нижньопермсько-верхньокам'яновугільний комплекс[ред.ред. код]

Нижньопермсько-верхньокам'яновугільний комплекс є в регіоні основним за розвіданими запасами вуглеводнів (57,2 %), що здебільшого зумовлено наявністю в ньому найбільш крупних нафтових (Леляківське, Гнідинцівське, Глинсько-Розбишівське) і газових (Шебелінське, Західно-Хрестищинське, Єфремівське) родовищ. Комплекс продуктивний на 26 родовищах Переважна частина розвіданих запасів нафти і газу зосереджена в масивно-пластових покладах під регіональною комбінованою (глинисте хемогенною) покришкою. Глибина залягання продуктивних горизонтів змінюється від 680 до 4050 м. Нафта в них легка і середня густиною 800—880 кг/м3, малопарафіниста, смолиста, малосірчиста (0,11 — 0,72 %), вільні гази метанові (89—93,7 %), важкі вуглеводні становлять 4,1—7,9 %, потенціальний вміст конденсату в газі невеликий — до 50—70 г/м3. Колектори в більшості покладів теригенні, в деяких — карбонатні з бюгерменними утвореннями (Чутівське, Леляківське родовища). Подальші перспективи нафтогазоносності даного комплексу порівняно невеликі, що пояснюється високою (88 %) розвіданістю початкових ресурсів.

Середньокам'яновугільний комплекс[ред.ред. код]

Середньокам'яновугільний комплекс продуктивний на 46 родовищах. Він відноситься до другорядних, оскільки розвідані запаси в ньому невеликі Складений комплекс теригенно-карбонатними відкладами. Поклади в більшості випадків дрібні та поширені майже у всіх тектонічних зонах ДДЗ на глибинах від 650 до 4800 м. При цьому в периферійних зонах ДДЗ поширені переважно нафтові та нафтогазові родовища, в осьовій і всій південно-східних частинах — газові та газоконденсатні.

Нижньокам'яновугільний мегакомплекс[ред.ред. код]

Нижньокам'яновугільний мегакомплекс характеризується найбільш широким розповсюдженням нафтових і газових скупчень. Він продуктивний на 155 родовищах і за перспективністю є основним в регіоні. Відклади нижнього карбону представлені пісковиками та алевролітами з підпорядкованими пластами і пачками карбонатних порід, які приурочені в основному до нижньовізейського і турнейського ярусів. Для мегакомплексу характерно часте чергування піщано-алевролітових і глинистих пластів невеликої товщини (10–30 м), що створює численні пластові резервуари. У відкладах нижнього карбону виділяються серпухінський, верхньовізейський і турнейсько-нижньовізейський продуктивні комплекси.

Нижньокам'яновугільний продуктивний мегакомплекс, за винятком серпуховських відкладів у північно-західній частині ДДЗ, характеризується регіональною нафтогазоносністю, що зумовлено переважно сингенетичністю розвинутих в ньому нагромаджень нафти і газу. В цьому комплексі скупчення вуглеводнів наявне в усіх тектонічних зонах грабена, а також на північному борту западини. Родовища виявлені на протяжних валах, в депресійних зонах і на моноклінальних схилах. Структурні форми, що контролюють нижньокам'яновугільні поклади нафти і газу, дуже різноманітні. Серед них можна назвати наскрізні брахіантиклінальні підняття, поховані високоамплітудні та слабко виражені структури. В комплексі вже встановлені та прогнозуються в широких масштабах поклади в неантиклінальних літологічних і стратиграфічних пастках. Фазовий стан вуглеводнів, що заповнюють пастки в нижньокам'яновугільних відкладах, змінюється в широкому діапазоні. Відзначені всі види фазових переходів від важкої дегазованої нафти до майже сухого газу. Трапляються пластові системи з надзвичайно високим вмістом конденсату в газі — 1700 — 1800 г/м3. Глибина залягання продуктивних горизонтів в нижньому карбоні змінюється, в широких межах — від 700—750 м на Михайлівському і Зачепилівському родовищах до 6100—6300 м — на Комишнянському і Перевазовському. Подальші перспективи нафтогазоносності ДДЗ пов'язуються в основному з нижньокам'яновугільним мегакомплексом, де сконцентрована більшість нерозвіданих ресурсів вуглеводнів.

Серпухівський комплекс[ред.ред. код]

Серпухівський комплекс продуктивний на 59 родовищах. Поклади поширені переважно в центральній і в меншій мірі в південно-західній частинах ДДЗ зі збільшенням частки газової складової в південно-східному напрямку. Нафта в цьому комплексі має густину 790—870, на більшій частині території — до 850 кг/м3, вміст сірки в ній змінюється в межах О 03 — 0,75 %. Вільний газ характеризується значним вмістом конденсату (в західній субобласті — 50 — 450, в східній — 50 — 100 г/м3) і важких вуглеводнів (відповідно 2—21 і до Ю %). В серпухівському комплексі виділяється 15 продуктивних горизонтів, які індексуються С-1-9 і В-10-14. Всі поклади пластові. Колектори скрізь теригенні, окрім Муратівського родовища, де газові поклади пов'язані із карбонатами біогенного типу.

Верхньовізейський комплекс[ред.ред. код]

Верхньовізейський комплекс характеризується найбільш широким територіальним поширенням нафтогазоносності. Він вміщує 20,3% розвіданих запасів вуглеводнів, приурочених до 106 родовищ, розміщених в західній і прибортових частинах південно-східної субобласті ДДЗ. Як і в інших комплексах нижнього карбону, в верхньовізейському комплексі нафтові поклади в північно-західній частині ДДЗ на південний схід змінюються газоконден-сатними. У верхньовізейському комплексі виділяється близько 13 продуктивних горизонтів (В-10-23). Глибина залягання їх змінюється від 800 до 6200 м. В цьому комплексі на Перевазовському родовищі в інтервалі 6200—6300 м розміщені глибокі в ДДЗ газоконденсатні поклади. Родовища багатопластові з великою висотою нафтогазоносності (Качанівське, Рибальське, Погарщинське і ін.). В малоамплітудних підняттях і неантиклінальних пастках вони вміщують по 1—3 продуктивних горизонти. Густина нафти в верхньовізейських відкладах змінюється в межах 820—970 кг/м³, на більшій частині території вона не перевищує 850 кг/м³; вміст сірки становить до 0,5 % (на деяких периферійних ділянках — до 1,2—2,2 %); в'язкість — 0,25—5,0 мПа*с (на Рибальському, Бугреватівському і Великобубнівському родовищах — 10 — 22 мПа*с). Вільні гази характеризуються в західній частині ДДЗ високим (80—1000 г/м3), а в східній — середнім (50—200 г/м3) вмістом конденсату; важких вуглеводнів в них відповідно до 22 і 8 %. Переважна більшість відомих родовищ пов'язана зі склепінними пастками, часто — з тектонічними і літологічними ускладненнями. Все частіше виявляються поклади в неантиклінальних літологічне (Волошківське, Сорочинське, Червонозаводське родовища) і тектонічно екранованих пастках (Південноафанасівське родовище і ін.).

Турнейсько-нижньовізейський комплекс[ред.ред. код]

Турнейсько-нижньовізейський комплекс продуктивний на 63 родовищах. У ньому міститься 8,3 % розвіданих запасів вуглеводнів. Найбільш крупне родовище у цьому комплексі Яблунівське. Комплекс представлений теригенними і карбонатними відкладами. Останні розвинуті як в нижньовізейському, так і в турнейському ярусах і найбільше поширені в південній прибортовій зоні ДЦЗ. Розміщення покладів в цьому комплексі таке ж, як і в верхньовізейських утвореннях. Нафта у відкладах турнейсько-нижньовізейського комплексу малосірчиста (0,10 — 0,45 %) із густиною 800—910 кг/м³, на більшій частині території — до 850 кг/м³; гази метанові з вмістом важких вуглеводнів 6—26 %, при цьому в західній частині ДДЗ -понад 10 %, а в східній — до 10 %; вміст конденсату в газі відповідно становить до 1000 і 300 г/м³. Як і в інших комплексах, в турнейсько-нижньовізейському переважають поклади в склепінних пастках, нерідко з літологічним і тектонічним екрануванням. Крім того, виявлені поклади в неантиклінальних пастках.

Девонський комплекс[ред.ред. код]

У девонському продуктивному мегакомплексі виявлено п'ять нафтових і газоконденсатних родовищ, в яких вміщується 0,2 % розвіданих запасів вуглеводнів. Він представлений трьома комплексами відкладів, що розділені соленосними товщами — теригенними підсольовим (живетсько-нижньоафранським), карбонатно-теригенним міжсольовим (задонсько-єлецьким) і теригенним надсольовим (фаменським). Перспективи нафтогазоносності девонського мегакомплексу значні. За розмірами нерозвіданих ресурсів він поступається тільки трьом нижньокам'яновугільним комплексам. При цьому ступінь розвіданості його незначний. Продуктивний комплекс докембрійського кристалічного фундамента є в ДДЗ новим перспективним об'єктом пошуково-розвідувальних робіт. У породах фундамента виявлено п'ять родовищ, які розташовані на північному борту (Юліївське нафтогазове, Чернетчинське, Нарижнянське і Коробочківське газоконденсатні) і в самій пограничній зоні грабена (Хухрінське нафтове родовище). Розвідані запаси в комплексі поки що незначні, а нерозвідані ресурси оцінюються в 4,6 % від загальних в регіоні. Найперспективнішими є північний борт ДДЗ і вузькі (шириною 4—7 км) прирозломні зони біля північного та південного крайових порушень.

Західно-Український регіон[ред.ред. код]

В Західно-Українському регіоні нафтогазоносність пов'язана з Волинсько-Подільським краєм Східно-Європейської платформи (Львівський палеозойський прогин), Передкарпатським передовим прогином, Складчастими Карпатами і Закарпатським внутрішнім прогином. Загальні розміри регіону — 300x320 км. Він охоплює частину Волинської, Тернопільської і Чернівецької областей і майже повністю територію Львівської, Івано-Франківської і Закарпатської областей. Продуктивні горизонти в цьому регіоні зустрічаються в палеозойських, мезозойських і кайнозойських відкладах.

В основному нафта та газ видобуваються у Передкарпатській нафтогазоносній провінції. Тут у Зовнішній (Більче-Волицькій) зоні Передкарпатського прогину переважають газові родовища, а у Внутрішній (Бориславсько-Покутській) — нафтові. Основними продуктивними товщами є теригенні утворення крейди, палеогену і неогену.

Волинсько-Подільський край[ред.ред. код]

Нафтогазоносність Волино-Подільської провінції пов'язана з південно-західним заглибленням Східно-Європейської платформи. В її межах виділяються Львівський палеозойський прогин, Стрийський юрський прогин і Львівська крейдова западина.

Товщина палеозойських відкладів у межах Львівського прогину перевищує 5 км, поступово зменшуючись у східному та південно-східному напрямках. Вони зім'яті у пологі складки північно-північно-західного простягання. Максимальна їх дислокованість спостерігається на південному заході прогину впродовж лінії Львів-Жовква-Угнів.

На північно-східній периферії Львівського прогину розташоване Локачівське газове родовище промислового значення. Локачівська складка — це асиметрична антикліналь з коротким і крутим (5—7°) південно-східним крилом і протяжним пологим (не більше 3°) північно-західним. Розміри складки по ізогіпсі — 680 м, розміри одного із продуктивних горизонтів середнього девону −9x4 км. Амплітуда підняття складки досягає 100 м. Колектори тут представлені крупнозернистими алевролітами і дрібнозернистими пісковиками олігомиктового кварцового складу. Відкрита пористість порід коливається у межах 3—20 %, а проникність — від 0,01*10^15 до 355*10^15 мкм²[прояснити]. На Локачівському родовищі виявлено шість пластових склепінних газових покладів. Газ родовища вуглеводневий. Переважаючим компонентом є метан (89—97 об. %).

На крайній північно-західній структурі складок Львівського прогину розташоване Великомостівське газове родовище. Два газових поклади виявлені тут у відкладах середнього девону. Колекторами є пісковики, алевроліти та карбонатні породи з низькими колекторськими властивостями Абсолютно вільні дебіти свердловин в окремих покладах коливаються у межах 15—39,5 тис. м3/добу. Тип покладів пластовий, склепінний. Газ родовища вуглеводневий з переважаючим вмістом метану (88 %).

Передкарпатський прогин[ред.ред. код]

Зовнішня зона[ред.ред. код]

Зовнішня (Більче-Волицька) зона Передкарпатського прогину умовно поділяється на три тдзони найбільш занурену Крукенецьку, Косівсько-Угерську й Івано-Франківську, яка прилягає до платформи. Межами між ними служать повздовжні регіональні розломи Городоцько-Калуський і Краковецько-Стрийський. Залежно від глибини залягання донеогенової основи і розподілення товщин баден-сарматських відкладів у зовнішній зоні виділяються такі тектонічні одиниці:

  • Косівська (баденська) западина з товщиною відкладів до 2,1 м на південному сході;
  • Угерсько-Крукенецька (баден-сарматська) западина з товщиною відкладів 1—5,5 км на північному заході;
  • Івано-Франківське поперечне підняття, яке їх розділяє.

Територія Зовнішньої зони, яка довгий час теля крейдового періоду була суходолом, інтенсивно розмивалась. Тому неогенові відклади, які представлені тут в основному отанським (гельветським), баденським і сарматським ярусами, залягають на різновікових донеогенових відкладах від рифея до крейди включно.

Промислові газові поклади Зовнішньої зони приурочені до мезозойських ерозійно-тектонічних виступів, які перекриті міоценовою покришкою (50,5 % від початкових запасів газу Зовнішньої зони), а також до міоценових відкладав (49,4 %). Масивні поклади газу, що трапляються в породах юри або крейди, розташовані в облягаючих їх гельветських та нижньобаденських пісковиках. Неогенові відклади газоносні на всій території Зовнішньої зони, але і в них понад 93 % початкових розвіданих запасів газу зосереджено у північно-західній частині зони, що зумовлено наявністю повнішого розрізу неогенових відкладав у цій частині. Найбільшими родовищами, які виявлені в мезозої, є Більче-Волицьке, Рудківське, Угорське, Залужанське, Опарське, Пинянське і Хщновицьке.

У газових покладах нижнього сармату, які залягають на глибинах до 1 км, зустрічаються найсухіші гази з вмістом метану до 99 %. У газі мезозойських відкладів вміст метану зменшується до 95—96 % при одночасному збільшенні вмісту важких вуглеводнів. Колекторами газу в крейдових і неогенових відкладах є пісковики, їхня ефективна пористість відповідно становить 18—23 і 10—25 %. Колекторами нафти в юрських відкладах Зовнішньої зони є тріщинуваті й кавернозні вапняки/ Основне значення при фільтрації нафти в пласті мають тріщини і каверни.

Нафта юрських відкладів важка, високов'язка з високим вмістом асфальтенів, смол і сірки і дуже малим вмістом парафінів. 1989 року була підтверджена промислова нафтоносність юрських відкладів.

Внутрішня зона[ред.ред. код]

Внутрішня зона Передкарпатського прогину складається з верхньокрейдових, палеогенових і нижньомюценових утворень, причому основний її об'єм займають палеогенові відклади. Ці породи мають винятково складну будову і утворюють покривну структуру (Бориславсько-Покутський покрив). Складки її у переважній більшості — це лінійні антикліналі, насунуті одна на одну у північно-східному напрямку, які групуються у два-три яруси. Покрив у цілому ускладнюється системою поперечних розривних порушень. Вони можуть бути як загальні для покриву в цілому, так і спостерігатися у тілі окремих ярусів. Поперечні порушення зумовили блокову будову Внутрішньої зони. Загальна товщина покриву змінюється від 2 до 8 км при товщині окремих ярусів складок 0,5—3 км. У північно-західному і південно-східному напрямках розміри покриву зменшуються до повного його виклинювання.

Загальні розміри Внутрішньої зони становлять 275 на 7—24 км. У межах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину виявлено і розвідано 33 родовища нафти і газу. Основною продуктивною товщею є палеогенові відклади. За кількістю видобувних запасів три родовища (Бориславське, Долинське і Битків-Бабченське) відносяться до крупних, решта — до дрібних. У першому структурному ярусі (найбільш припіднятому) розмішується 52, у другому — 12, у третьому — 35 і в четвертому автохтонному — 1 % запасів. Розподіл запасів вуглеводнів в умовному паливі по розрізу має такий вигляд, % 55 — в еоценових, 40 — в олігоценових (менілітова свита), 4 — в палеоценових її — в крейдових і нижньоміоценових (поляницька свита) відкладах. Найбільше газоподібних вуглеводнів (вільний газ) вмішується у еоценових відкладах (89 %), а рідких — в олігоценових (56 %). Більшість виявлених покладів вуглеводнів пов'язані з лінійними складками і відносяться до склепінного типу. Зональний розподіл колекторів (лінійно-витягнені смуги пісковиків) зумовив наявність літологічно обмежених покладів нафти та газу. Колекторами нафти та газу служать дрібно- і середньозернисті кварцові пісковики, які відзначаються низькими ємкісно-фільтраційними властивостями. Найкращими колекторськими властивостями відзначаються пісковики вигодської свити - їхня пористість на Долинському родовищі становить 9—15 %, проникність-4 б'ІО"3, а в окремих зразках - 45-50"10"3мкм². Нафта палеогенових покладів метаново-нафтенова, малосірчиста, смолиста, високопарафшиста. Густина її коливається у межах 770—870 кг/м³. У газах газових покладів вміст метану становить 85—99 %. Потенціальний вміст конденсату змінюється від кількох десятків до 400 см³/м³.

Складчасті Карпати[ред.ред. код]

У складчастих Карпатах з північного сходу на південний захід виділяються Скибова, Кросненська, Чорногорська, Дуклянська, Паркулецька, Рахівська, Магурська, Мармароська і Пенінська зони, Мармароський масив і зона Підгаля. Всі вони являють собою покриви, за винятком Кросненської зони і зони Підгаля.

Найхарактернішою структурною особливістю покривів є наявність тут паралельних дуже вузьких, але протяжних лусок монокліналей, які відділені одна від одної насувами другого порядку. Кросненська зона не має явно вираженої покривної будови Вона являє собою своєрідну депресію відносно сусідніх покривів і складається з олігоцен-мюценових відкладів великої товщини. В цій зоні, як і в інших тектонічних зонах, розвинені луски-покриви типу скиб у Скибовому покриві.

Складчасті Карпати займають незначне місце щодо видобутку нафти і газу. Нафтові поклади тут приурочені до пісковиків стрийської і ямненської свит. Початкові дебіти в них не перевищували 20 т/добу, а з часом стабілізувалися в межах 100—200 кг/добу. З ямненськими пісковиками пов'язане Стрільбицьке нафтове родовище і один з нафтових покладів Битків-Бабченського родовища. Незначні припливи нафти або нафти з водою були одержані при випробуванні нижньоверховинсько-верхньоголовецької підсвити олігоцена на Хащів-Лопушнянській площі Кросненської зони.

Закарпатський прогин[ред.ред. код]

Закарпатський неогеновий прогин обмежений на північному сході Закарпатським, а на південному заході — Припанонським глибинним розломами. Донеогенова основа прогину має блоково-складчасту структуру і складена осадовими вулканогенними утвореннями палеогену, крейди, юри, тріасу і, ймовірно, метаморфізованими породами палеозою. Більшу частину основи Закарпатського прогину заповнюють відклади кричевської свити крейдової системи (чорносланцева карбонатно-теригенно-глиниста товща). Більш ніж трикілометровий комплекс неогенових молас дислокований у прогині в полоп складки, ускладнені в центральній частині прогину соляними діагирами. На основну товщу молас мюцену-плюцену по зовнішній і внутрішній периферіях прогину налягає товстий комплекс вулканогенних переважно основного складу утворень Вигорлат-Гутинської гряди. Дві вітки цієї гряди з'єднуються смугою меридіонального простягання, яка розділяє орографічне весь прогин на дві частини (западини) південно-східну (Солотвинська) і північно-західну (Мукачівська).

У неогеновому структурно-тектонічному поверсі прогину виявлено два газових родовища: Солотвинське і Русько-Комарівське. Солотвинське родовище газу розташоване у Солотвинській западині. Промислову газоносність мають його нижньомюценові відклади (новоселицька свита бадена). Колекторами прогину є пісковики, піщані туфи і туффіти, покришками — відклади тереблянської свити. Русько-Комарівське газове родовище розташоване в центральній частині Мукачівської западини. Воно являє собою брахіантикліналь, порушену розривами, ускладнену міжпластовою інтрузією гранодіорит — порфірів. Поклади газу в цьому родовищі пластові, склепінні, тектонічно і літологічно екрановані; колекторами служать прошарки пісковиків, покришками — глинисті пачки неогенових відкладів; для газу характерний великий (від 30 до 40 %) вміст азоту. Останнім часом у південно-східній частині Мукачівської западини виявлено Королівське газове родовище.

Причорноморсько-Кримська провінція[ред.ред. код]

Причорноморсько-Кримську провінцію складають нижній і верхній докембрії, палеозой, мезозой і кайнозой.

Нижньодокембрійські породи (архей — нижній протерозой) утворюють фундамент південного схилу Східно-Європейської платформи, їх поверхня залягає на значних глибинах (1 км і більше) і занурюється в південному напрямку. Вона перекрита мезозойсько-кайнозойськими відкладами в Центральному Причорномор'ї і палеозойсько-кайнозойськими в Західному Причорномор'ї. Це переважно кристалічні сланці, гнейси, мігматити і різні гранітоїди.

Верхньопротерозойські породи відомі двох типів: у Рівнинному Криму і на піднятті Голіцина в акваторії Чорного моря залягають сильнодислоковані зелені сланці; в Західному Причорномор'ї верхньопротерозойські породи залягають на дорифейському фундаменті Східно-Європейської платформи і представлені валдайською серією вендського комплексу. Це переважно дрібнозернисті пісковики, алевроліти й аргіліти загальною товщиною до 1,5 км.

Палеозойські породи в Рівнинному Криму представлені пісковиками з прошарками чорних і темно-сірих вуглисто-карбонатних, вуглисто-карбонатно-серицитових і глинистих сланців, які умовно відносяться до ранньо-середньокам'яновугільних. В Західному Причорномор'ї серед палеозойських утворень встановлені відклади всіх систем. Це переважно теригенно-карбонатні породи загальною товщиною понад 3 км.

Значно поширені мезозойські утворення. Тріасові породи представлені вапняками* доломітами та мергелями в нижній частині розрізу і пісковиками, алевролітами й аргілітами у верхній. Серед юрських відкладів в одних районах провінції переважають теригенні породи, в інших — карбонатні.

Крейдові відклади представлені нижнім і верхнім відділами. Майже у всьому регіоні розріз нижньої крейди починається грубоуламковими теригенними породами (піски, гравеліти). Вище залягають лагунно-континентальні та прибережно-морські відклади (пісковики і аргіліти з прошарками глин). Внаслідок вулканізму в Північно-Кримському прогині сформувалася осадово-вулканогенна товща тархункутської свити (400 м). Загальна товщина нижньокрейдових відкладів в Рівнинному Криму змінюється від 200 м до 2,2 км, в Північному Причорномор'ї — від 100 до 400, а в Західному — від 0 до 400 м.

Верхньокрейдові відклади представлені переважно карбонатними породами, їх максимальна товщина — 2,5 км. Палеоценові й еоценові відклади складені дрібнозернистими глинистими вапняками і мергелями. Олігоценові та нижньоміоценові утворення на всій території Причорномор'я і Криму представлені монотонною товщею піщано-алевролитових глин майкопської свити. В Західному Причорномор'ї глини поступово заміщуються глинистими пісками і гіпсовиками. Товщина відкладів майкопської світи змінюється від 700—1000 до 3000—5000 м. Розріз середнього і верхнього міоцену і пліоцену складений піщано-глинистими і карбонатними відкладами. Північну частину провінції займає південна окраїна Східно-Європейської платформи.

До зони зчленування древньої платформи з розташованою південніше молодою Скіфською плитою приурочена глибока депресія субширотного напрямку, виповнена великою товщею (до 8 км) переважно мезозойсько-кайнозойських, а місцями — і давніших відкладень. Ця вузька і витягнута структура складається з трьох прогинів (з заходу на схід): палеозойського Придобруджинського, Північно-Кримського і Північно-Азовського, які розділені субмеридіональними розломами і поперечними перепонками.

З півдня Причорноморські прогини обмежені зоною виступів, фундамент яких складений складчастими породами рифейського і палеозойського віку. Це Кілійсько-Зміше і Чорноморське підняття, Кримське склепіння (об'єднує Каламітське, Новоселівське і Сімферопольське підняття) і Азовський вал, який займає всю центральну частину Азовського моря. З півдня Новоселівське підняття відокремлене вузьким субширотним грабеном від Альпійської депресії, яка складається з крейдових і палеоген-неогенових відкладів товщиною до 2 км. Південний борт Азовського валу переходить в Південно-Азовський виступ — нахилену на північ монокліналь шириною від 18-20 до 40-45 км з інтенсивним зануренням всіх країв осадового чохла і поверхні фундаменту. Далі на південь виступ змінюється індольським прогином. Перехід відбувається по флексурі, якій у фундаменті відповідає система великоамплітудних (1,5—2 км) розривних порушень. Максимальна потужність осадової товщі в прогині — 15 км, причому 1/3 п припадає на відклади майкопської свити.

Стратиграфічний діапазон нафтогазоносності в Причорноморсько-Кримській провінції включає весь комплекс відкладів — від докрейдових до неогенових включно. Тут відкрито 16 газових і 10 нафтових родовищ. В газових родовищах поклади розміщені у верхньокрейдових, палеоценових і майкопських відкладах; в газоконденсатних — в нижньокрейдових, палеоценових і майкопських; а нафтових — в міоценових, майкопських, верхньо- і нижньокрейдових і частково девонських. Єдине родовище в середньодевонських відкладах — Східно-Саратське розташоване та території Саратського району Одеської області. Нафтоносність в ньому виявлено в карбонатно-хемогенних породах.

Нижньокрейдовий комплекс характеризується регіональною нафтогазоносністю і є одним з основних об'єктів для пошуків покладів.

Верхньокрейдово-палеоценовий комплекс складений переважно вапняками й мергелями з підпорядкованими прошарками глин, пісковиків і алевролітів.

Майкопський комплекс також регіонально нафтогазоносний. Він характеризується одноманітним літологічним складом. В розрізі комплексу переважають глини, кількість піщано-алевролітових відкладів рідко перевищує 20 %. Товщина його прошарків коливається від 10 до 100 м.

Неогеновий нафтоносний комплекс складений різноманітними теригенними і карбонатними породами (глини, пісковики, піски, конгломерати, мергелі і вапняки). Продуктивні горизонти в ньому приурочені до пісковиків і вапняків середнього та верхнього міоцену. Родовища пов'язані з антиклінальними складками, серед яких виділяються два основних типи: нормальні брахіантиклінальні та брахіантиклінальні, ускладнені грязьовим діапіризмом (діапірові та криптодіапірові складки). Останні поширені в основному на Керченському півострові. Довжина складок в середньому досягає 5—10, окремих — до 40 км. Амплітуда змінюється від 50 до 600—800 м.

На даному етапі геологічної вивченості півдня України до найперспективніших на нафту і газ відносяться крейдові (особливо нижньокрейдові), палеоценові і майкопські відклади. Заслуговують уваги і докрейдові комплекси: рифей-палеозойський (в Західному Причорномор'ї) і тріас-юрський (в окремих районах провінції).

Див. також[ред.ред. код]

Список літератури[ред.ред. код]

  • Гірничий енциклопедичний словник : у 3 т. / за ред. В. С. Білецького. — Д. : Східний видавничий дім, 2004. — Т. 3. — 752 с. — ISBN 966-7804-78-X.
  • Нові дані з геології та нафтогазоносності України : Зб. наук. пр. / ред.: С. С. Круглов; Ком. України з питань геології та використання надр. - Л., 1999. - 223 c.
  • Высоцкий И. В., Высоцкий В. И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатных месторождений. — М.: Недра, 1986. — 288 с.
  • Вьышемирский В. С. Стабильные изотопы в геохимии горючих ископаемых. — Новосибирск, 1988. — 80 с.
  • Геология и геохимия нефти и газа / Под ред. А. А. Бакирова, З. А. Табасаранского. — М.: Недра, 1982. — 288 с.: ил.
  • Геология и геохимия природных горючих газов Справочник / Под ред. Й В Высоцкого — М.: Недра, 1990. — 315 с.
  • Доленко Г. Н. Происхождение нефти и газа и нефтегазонакопление в земной коре. — К .: Наукова думка, 1986. — 136 с.
  • Краюшкин В. А. Абиогенно-мантийный генезис нефти. — К.: Наукова думка, 1984. — 176 с.
  • Нефтегазоносные провинции Украины / Г. Н. Доленко, Л. Т. Бойчевская, М. Н. Бойчук й др. — К.: Наукова думка, 1985. — 172 с.
  • Основы геологии горючих ископаемых / Под ред. Й. В. Высоцкого — М.: Недра, 1987. — 397 с.
  • Словарь по геологии нефти й газа — М., Л.: Недра, 1988. — 679 с.
  • Справочник по геологии нефти й газа / Под ред. Н. А. Еременко — М.: Недра, 1984. — 480 с.
  • Тектоническая карта Украинской ССР и Молдавской ССР. М 1 : 500 000 — К., 1988.
  • Тиссо Б., Вельте Д. Образование й распространение нефти/ Пер. с англ. — М.: Мир, 1981. — 501 с.
  • Хант Дж. Геохимия й геология нефти / Пер. с англ. — М.: Мир, 1982. − 704 с.
  • Чекалюк Э. Б. Термодинамические основы теории минерального происхождения нефти. — К.: Наук думка, 1971. — 256 с.