Структурно-тектонічні фактори нафтогазоносності зовнішнього крила Переддобрудзького прогину

Размещено на http://www.allbest.ru/

Національна академія наук україни

ВІДДІЛЕННЯ МОРСЬКОЇ ГЕОЛОГІЇ ТА ОСАДОЧНОГО РУДОУТВОРЕННЯ

УДК 551.35:(551.242.7:553.982.2)(262.5-16)

04.00.10 - геологія океанів і морів

Автореферат дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата геологічних наук

СТРУКТУРНО-ТЕКТОНІЧНІ ФАКТОРИ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ ЗОВНІШНЬОГО КРИЛА ПРЕДДОБРУДЗЬКОГО ПРОГИНУ

Мельниченко

Тетяна Анатоліївна

Київ

2011



ДИСЕРТАЦІЯ Є РУКОПИ

Робота виконана у Відділенні морської геології та осадочного рудоутворення НАН України

Науковий керівник:

доктор геолого-мінералогічних наук, старший науковий співробітник Занкевич Борис Олександрович, Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України, завідуючий відділу геодинаміки

Офіційні опоненти: доктор геологічних наук, старший науковий співробітник

Коболев Володимир Павлович, Інститут геофізики ім. С. І. Субботіна НАН України, завідуючий відділу сейсмометрії і фізичних властивостей речовини Землі

кандидат геолого-мінералогічних наук

Пасинков Анатолій Андрійович, Кримське відділення Українського державного геологорозвідувального інституту, завідуючий сектором еколого-геологічних, регіональних геологічних та морських досліджень

Захист відбудеться " 5 " квітня 2011 р. о 14:³⁰ годині на засіданні спеціалізованої вченої ради К. 26.164.01 при ДНУ "Відділенні морської геології та осадочного рудоутворення НАН України" за адресою: 01601, м. Київ, вул. О.Гончара, 55-б

З дисертацією можна ознайомитись у бібліотеці Інституту геологічних наук НАН України (м. Київ, вул. О.Гончара, 55-б)

Автореферат розіслано " 4 " березня 2011 р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради

канд. геол.-мін. Наук О. М. Рибак



Загальна характеристика роботи

Актуальність теми. На сьогоднішній день одним з найбільш актуальних завдань є забезпечення України ресурсами вуглеводнів. У вирішенні цього питання важливу роль повинен відігравати власний видобуток вуглеводнів у Південному нафтогазоносному регіоні. В Переддобрудзькій нафтогазоносній області, що охоплює Переддобрудзький палеозойський прогин і частину північно-західного шельфу Чорного моря, основні перспективи відкриття нових родовищ нафти і газу пов'язуються з зонами розломів субширотного простягання та їх перетинів з розломами північно-східних напрямків. Саме в цих зонах відбувається вертикальна міграція флюїдів, тобто розломи є міграційними каналами і сукупно із складчастими структурами виконують екрануючу та акумулюючу роль для нафтогазоносних флюїдів. Тому встановлення закономірностей просторово-генетичного зв'язку між розломами і складчастими структурами Переддобрудзького прогину з метою визначення структурно-тектонічних факторів міграції та локалізації вуглеводнів є актуальною задачею.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційну роботу виконано у Відділенні морської геології та осадочного рудоутворення НАН України у рамках держ. бюджетної теми "Специфіка геодинамічного розвитку південно-західного форланду Східно-Європейського кратону та його орогенічного обрамлення як основи прогнозу вуглеводнів" (держ. реєстр. № 0107U002275, 2007-2011 рр.), в якій автор брав безпосередню участь.

Мета і завдання дослідження. Метою роботи є встановлення закономірностей просторово-генетичного зв'язку між розломами і складчастими структурами Білоліського блоку як зовнішнього крила Переддобрудзького прогину, визначення місцезнаходження локальних ділянок з підвищеними фільтраційно-ємнісними властивостями та сприятливими структурно-тектонічними умовами для локалізації вуглеводнів у відкладах середнього девону.

Для досягнення поставленої мети вирішувались такі завдання:

· визначення закономірностей просторово-латерального розташування регіональних розломів та розломної мережі фундаменту і осадочного чохла північно-західного шельфу Чорного моря та Переддобрудзького прогину;

· виявлення основних регіональних напрямків розломів-здвигів як структуроутворюючих та їх вплив на складкоутворення в межах перспективної товщі середнього девону Білоліського блоку;

· визначення латеральної позиції розломів Білоліського блоку Переддобрудзького прогину, що мають компоненту розтягу і є сприятливими за структурно-тектонофізичними умовами для міграції нафтогазоносних флюїдів як вторинних відносно основних структуроутворюючих розломів-здвигів регіону.

Об'єкт дослідження - структурно-тектонічні елементи Переддобрудзького прогину та північно-західного шельфу Чорного моря.

Предмет дослідження - просторово-генетичні латеральні закономірності розташування сукупностей розломів і складок щодо головних регіональних розломів-здвигів.

Методи дослідження - структурно-парагенетичний аналіз розломів та складок, з використанням сучасної комп'ютерної обробки картографічних матеріалів.

Наукова новизна отриманих результатів:

1). вперше на території північно-західного шельфу Чорного моря та Переддобрудзького прогину визначено напрямки регіональних розломів-здвигів як структуроутворюючих;

2). встановлено успадкований характер розломної мережі фундаменту та осадочного чохла північно-західного шельфу Чорного моря та Переддобрудзького прогину;

3). вперше визначено просторову позицію вторинних розломів щодо основних регіональних структуроутворюючих розломів-здвигів, в перспективній на вуглеводні товщі середнього девону (D₂) зовнішнього крила Переддобрудзького прогину (Білоліський блок);

4). виділена просторово-латеральна позиція фрагментів розломів з компонентою розтягу, які за своїми просторово-кінематичними тектонофізичними властивостями прогнозуються як перспективні для міграції/локалізації вуглеводнів;

5). визначені ділянки з комплексом сприятливих регіональних та локальних структурно-тектонічних факторів нафтогазоносності в межах перспективної товщі середнього девону Білоліського блоку.

Практичне значення одержаних результатів. Виділені в межах Білоліського блоку перспективні ділянки з сприятливим комплексом структурно-тектонічних факторів для локалізації вуглеводнів згруповані закономірно вздовж (або паралельно) регіональних розломів Білоліського блоку: Болград-Балабанівського, Саратського, Придунайського, Розовського. Переважна кількість цих ділянок співпала з зонами, де вже відкриті родовища чи прояви нафти і газу, що є позитивною передумовою для оцінки перспективності інших виділених ділянок; все це не суперечить результатам сучасних геолого-геофізичних досліджень району.

Безперечно, зазначені ділянки підошви середнього девону Білоліського блоку потребують довивчення геофізичними та 3-, 4-D методами для визначення характеру (амплітуди зміщення) розломних та складчастих структур з сприятливими для нафтогазоносності умовами, на нижче та вище залягаючих структурних ярусах. Розроблені в дисертаційній роботі структурно-тектонічні критерії можуть слугувати орієнтирами для подальших пошуків і розвідки нафтогазоносних структур.

Фактичний матеріал та особистий внесок здобувача. В основу роботи покладені фондові матеріали: геологічні, тектонічні карти та схеми структурних ярусів фундаменту та осадочного чохла різного масштабу (1: 20 000, 1: 50 000, 1: 100 000), які оброблені на сучасному комп'ютерному рівні особисто дисертантом.

Автором побудовано та проінтерпретовано 25 діаграм простягання розломів і 5 діаграм простягання складок, з них: 12 - діаграм простягання розломів північно-західного шельфу Чорного моря, 5 - Переддобрудзького прогину, 8 - Білоліського блоку. На структурній основі карти середнього девону побудовані 3 схеми простягання осей складок Білоліського блоку, 3 кінематичні схеми фрагментів розломів Білоліського блоку, карта-схема ділянок вторинних розломів (R'-, R-, T-типу), карта-схема антикліналей Білоліського блоку, карта-схема з сприятливими структурно-тектонічними факторами нафтогазоносності та антикліналями Білоліського блоку.

Всі основні результати одержані особисто автором, який брав безпосередню участь у проведенні структурно-парагенетичного аналізу: обробці та в інтерпретації одержаних даних.

Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертації доповідались та обговорювались на VI Міжнародній науковій конференції "Географія, геоекологія, геологія: досвід наукових досліджень" (м. Дніпропетровськ, 2009 р.), на Міжнародній конференції "V-сесії Міжнародної школи наук про Землю (V International School on Earth Sciences, 2009)" (м. Одеса, 2009 р.), на Всеукраїнській науковій конференції молодих вчених "Сучасні проблеми геологічних наук" (м. Київ, 2009 р.), "Конференції молодих вчених Інституту геологічних наук НАН України " (м. Київ, 2009 р.), на засіданні Вченої ради Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України (м. Київ, 2010 р.).

Публікації. За темою дисертації опубліковано 6 наукових робіт, з яких 3 у фахових виданнях.

Структура та обсяг дисертації. Дисертаційна робота складається з вступу, 4 розділів, висновків, списку використаної літератури (138 джерел). Загальний обсяг дисертації становить 150 сторінок з них - 111 сторінок тексту, 71 рисунок, 9 таблиць, та 9 додатків.

Робота виконана у Відділенні морської геології та осадочного рудоутворення НАН України під керівництвом доктора геол.-мін. наук Занкевича Бориса Олександровича, якому здобувач висловлює вдячність за консультації та постійну допомогу в дослідженні. Дисертант висловлює глибоку подяку директору ВМГОР НАН України, академіку НАН України Шнюкову Євгенію Федоровичу за постановку теми дисертації та створення умов для проведення досліджень; доктору фіз.-мат. наук Маслову Б. П. за методологічне спрямування досліджень. Автор також висловлює вдячність: кандидату геол.-мін. наук Токовенку В. С. за конструктивні поради і обговорення результатів; кандидату геол. наук Шафранській Н. В. - за допомогу та консультації щодо комп'ютерної обробки картографічних матеріалів для структурно-парагенетичного аналізу; кандидату геол. наук Осьмачко Л. С. та іншим науковим співробітникам ВМГОР НАН України за обговорення результатів та зауваження.



ОСНОВНИЙ ЗМІСТ

ГЕОЛОГІЧНА БУДОВА ПЕРЕДДОБРУДЗЬКОГО ПРОГИНУ

Стан геологічної та геофізичної вивченості Переддобрудзького прогину. Протягом всього часу дослідження Переддобрудзького прогину та Північно-Західного Причорномор'я в цілому, змінювалися погляди щодо геологічної будови, границь, складу порід та корисних копалин. Починаючи з 1918 р. по 1940 р. дослідження присв'ячені переважно стратиграфії і палеонтології. При виділенні розломів на схемах Переддобрудзького прогину серед дослідників ХХ століття найбільший інтерес становили праці: Архангельського А. Д. (1947 р.), Бондарчука В. Г. (1959 р.), Друмя А. В. (1959 р.), Соллогуба В. Б. (1960 - 1986 р.р.), Панченка Д. Ю. (1959 р.), Круглова С. С. (1988 р.), Муратова М. В. (1976 - 1977р.р.), Чебаненка І. І. (1966 - 1988 р.р.) та ін.

Приуроченість газових факелів до зон розривних порушень показано в роботі Є. Ф. Шнюкова з співавторами "Газовые факелы на дне Черного моря (1999 р.). В монографічному циклі Є. І. Паталаха (2002-2005 р.р.) висуває нові припущення щодо геодинамічних насувно-підсувних механізмів утворення та історії геологічного розвитку Переддобрудзького прогину і поділяє прогин на тектонічні блоки. В праці В. І. Старостенка (2005 р.) описані дослідження розломів консолідованої кори північно-західного шельфу Чорного моря включно з Переддобрудзьким прогином та встановлено дві головні системи розломів (діагональні і ортогональні) та серію дугоподібних розломів північно-західного простягання. В роботі М. Є. Герасимова з співавторами (2000 р.) ? описано блокову будову Переддобрудзького прогину.

З позиції нафтогазоносності район дослідження вивчали: С. А. Мачуліна, В. К. Гавриш, М. В. Вдовенко, О. Ю. Лукін, П. Ф. Шпак, С.О. Лізун, М. І. Євдощук, Г. Л. Трохименко, М. Є. Герасимов, І. М. Сулімов, Є. П. Ларченков, С. М. Есипович, В. Г. Бондаренко, А. М. Скорик, В. І. Ухань, Д. Ю. Панченко, Є. І. Паталаха, В. І. Трегубенко, М. І. Лебідь, А. І. Самсонов, С. П. Левашов, М. О. Якимчук, В. П. Коболев, Р. І. Кутас, О. М. Русаков.

Серед іноземних дослідників цікавим є дослідження J. Swidrowskої з співавторами, що виконані в Інституті геологічних наук Польщі 2008 р, де тектонічна позиція Переддобрудзького прогину розглядається як ланка в ланцюгу Балтійсько-Дністровської зони крайових прогинів, орієнтованих паралельно зоні Тейссейра-Торнквіста. J. C. Hippolyte у 2002 р. описав геодинамічні процеси Добруджі, побудовані ним стереограми (Shmidt diagrams) несуть досить інформативний характер щодо історії розвитку району.

Окрім науково-дослідних робіт провідних вчених, науковців проводилися також і геологорозвідувальні роботи партіями та організаціями: трестом "Кримнафтогазрозвідка", ПГО "Кримморгеологія", "Дніпрогеофізика" та ін.

Геологічна будова. Переддобрудзький прогин (Пп) має асиметричну будову, його північна частина залягає на древньому фундаменті Східно-Європейської платформи (СЄп), а південна - на фундаменті орогена Північної Добруджі. Пп відносять до перехідної області, що відокремлює СЄп від складчастої області Добруджі і займає проміжне положення між ними. Перехідні області включають в себе зовнішню зону - зовнішнє північне крило (прилегле до СЄп) та внутрішню - внутрішнє південне крило прилегле до складчастої Добруджі. Складчастий фундамент Пп має різний вік: в північній частині - докембрійський, а в південній - герцинський. Північною межею Пп є Чадирлунгський розлом, а південною - Болградський.

Пп займає позицію південно-західного кута СЄп, а за геологічними даними ділянки зовнішніх кутів СЄп відрізняються найбагатшими вуглеводневими ресурсами. На півночі Пп, з'єднуючись з Бирладською юрською западиною (Румунія), займає крайню ланку в Балтійсько-Дністровській системі крайових прогинів: Люблінського (Польша), Львівсько-Стрийського (Україна), Болградського (Молдова), які групуються паралельно регіональній зоні розломів - Тейссейра-Торнквіста (Zone Teisseyre - Tornquist).

В структурному відношенні Пп складається з системи грабенів, розділених зонами глибинних розломів. Межами прогину є зони регіональних розломів різних систем докембрійського залягання. В межах Пп можна виділити такі тектонічні елементи:

· Алуатська депресія;

· Оріхівське підняття (Оріхівсько-Суворівське підняття, Оріхівський горст);

· Тузлівська депресія, включає в себе:

а) Білоліський блок, б) Татарбунарське підняття;

· Криловський прогин, акваторіальне продовження Пп в Чорному морі.

Блокову структуру, яку можна прослідкувати в розрізі Пп, визначає характер структурно-фаціальної зональності, що контролює процеси вертикальної і латеральної міграції вуглеводнів з формуванням їх промислових накопичень. Значне поширення розривних дислокацій сприяло утворенню зон тріщинуватості, котрі служили хорошими колекторами порово-тріщинного типу в літолого-стратиграфічних комплексах палеозою, мезозою, кайнозою і, можливо, гетерогенного і гетерохронного фундаменту.

З півночі Білоліський блок обмежений яскраво вираженою Чадирлунгською зоною тектонічних розривів. На пізньопротерозойському і палеозойському етапі геодинамічної еволюції Чадирлунгський розлом представлений крупним амплітудним скидом з південним падінням зміщувача. На південь від Чадирлунгського розлому відбувалися процеси рифтогенезу з формуванням грабеноподібних, горстоподібних блоків. З заходу і південного заходу Білоліський блок обмежений Саратським розломом ранньомезозойського закладання, що має значну амплітуду і є головним східним бортовим розломним швом Татарбунарського рифтогенного прогину, заповненого відкладами тріасу. Правомірність виділення Саратського розриву підтверджується різкою відмінністю розрізів у св. Лиманська-1, св. Сариярська-1, св. Татарбунарська-1, св. Глибокінська-2 і ін.

Зони антиклінального підняття в межах Білоліського блоку приурочені до головних частин насунутих на північний схід блоків досить жорсткої сульфатно-карбонатної товщі. Структурно-формаційний комплекс, до якого входять девонські і нижньокам'яновугільні відклади (D - C₁), складається з трьох підкомплексів, що відповідають трьом крупним проявам тектонічних фаз та циклам осадконакопичення. Перший підкомплекс складають лагунно-морські та лагунно-континентальні відклади середнього - верхнього девону, другий - типово морські утворення нижнього карбону, перекриті третім підкомплексом, представленим континентальними відкладами середнього, верхнього карбону і пермі.

Нафтогазоносність. Переддобрудзький прогин, згідно з нафтогазогеологічним районуванням і просторовим розміщенням перспективних на пошуки нафтогазоносних ділянок, відноситься до складу Балтійсько-Придобрудзької нафтогазоносної провінції, до якої в свою чергу, входить Переддобрудзька нафтогазоносна область, що охоплює Переддобрудзький передовий палеозойський прогин і частину північно-західного шельфу Чорного моря, зокрема Криловський палеозойсько-мезозойський прогин. Тут основні перспективи відкриття нових родовищ нафти і газу пов'язуються з палеозойськими і тріас-юрськими та меншою мірою з крейдовими і кайнозойськими відкладами.

Вперше слабкі притоки нафти були одержані саме у відкладах палеозою - в сульфатно-карбонатній товщі девону в св. Саратська-6, пробуреній в 1973 р. У карбонатних відкладах середнього і верхнього девону відкрито два промислові родовища нафти: Східно-Саратське, розвідані запаси якого становлять 22,84 млн т і Жовтоярське з запасами 5,61 млн т, що вказує на перспективність Білоліського блоку як нафтогазоносного об'єкта Переддобрудзького прогину на Україні. В межах Білоліського блоку Переддобрудзького прогину поклади нафти і газу приурочені до відкладів палеозою (Pz). Важливим для подальших пошуків вуглеводнів на Пg стало відкриття в межах Білоліського блоку Східно-Саратського нафтового родовища в карбонатних середньодевонських породах. Пізніше були виявлені Жовтоярівське нафтове родовище та невеликі поклади нафти. Відкриті нафтогазові родовища на Білоліському блоці та всьому Північному Причорномор'ї зосереджені переважно уздовж зон розломів субширотного простягання і на ділянках їх перетину з розломами північно-східних напрямків.

За перспективністю (щільністю поточних потенціальних ресурсів) територію Пп відносять до 5-ї категорії - 20-30 тис. т /1 км² вуглеводнів, що є найперспективнішою зоною в межах Південного нафтогазоносного регіону України.

Східно-Саратське родовище у тектонічному відношенні входить до складу Саратсько-Балабанівської зони складок, яка простежується на крайньому північному сході північного борту Переддобрудзького прогину. Розріз Східно-Саратського родовища складений осадочними породами верхнього протерозою, силуру, девону, нижнього карбону, пермо-тріасу, юри, крейди, палеогену, неогену і антропогену. Розріз Жовтоярського родовища складений осадочними породами верхнього протерозою, силуру, девону, нижнього карбону, пермо-тріасу, юри, крейди, палеогену, неогену і антропогену. Родовище прийняте на Державний баланс у 1989 р. За станом на 1996 р. родовище не завершене розвідкою і знаходиться в консервації. Нафтогазоносність відкладів середнього, верхнього девону і нижнього карбону в межах Білоліського блоку є позитивною передумовою для оцінки перспективності нафтогазоносності палеозойських відкладів в межах всього Пп та північно-західного шельфу Чорного моря.



Методика дослідження

Для дослідження розломів північно-західного шельфу Чорного моря, Переддобрудзького прогину та розломів і складок Білоліського блоку обрано метод структурно-парагенетичного аналізу розломів та складок з використанням сучасної комп'ютерної обробки картографічних матеріалів, де латерально-просторові співвідношення головних та вторинних розломів і їх сукупності набувають генетичної інтерпретації за аналогією з тектонофізичними моделями розломно-здвигових зон С. С. Стоянова.

Методику умовно можна поділити на три стадії. Перша стадія включає в себе оглядовий аналіз розломних і складчастих структур за картографічними матеріалами (геологічними, тектонічними, геофізичними картами району досліджень та додатковий підбір геологічних даних для ділянки дослідження; вибір графічного матеріалу - структурних карт крупного масштабу (1: 10 000, 1: 20 000, 1: 50 000) для дослідження локальних структур та середнього, дрібного (1: 200 000, 1: 500 000, 1: 1 000 000) масштабу - для регіональних досліджень.

На другій стадії виконане переведення обраних картографічних матеріалів з паперового в електронний вигляд та оцифровку розломів - для дослідження розломної мережі, або осей складок - для локальних складчастих структур. Оцифровка проводилась в ГІС-середовищі, що є апробованим методом за останні десятиліття. Далі здійснювалась побудова азимутальних діаграм простягання розломів або діаграм простягання осей складок.

На третій стадії проводились: інтерпретація діаграм, побудованих за даними досліджуваної території шляхом порівняння з діаграмою вторинних розломів тектонофізичних моделей здвигових зон С. С. Стоянова, що виконує роль "еталонної" діаграми (моделі). Головна увага при порівнянні діаграм приділялася кутовим співвідношенням максимумів (пікам діаграми), а довжини піків відображають лише сумарну довжину розломів або осей складок певного напрямку простягання. Третя стадія дає можливість визначити (обґрунтувати) напрямки простягання основних регіональних структуроутворюючих розломів-здвигів, просторово-генетичних вторинних груп R, R', T, L та P - розломів, орієнтування осей складчастих структур (Fd) за аналогією з експериментальною тектонофізичною моделлю вторинних структур С. С. Стоянова (діаграма простягання структур в здвигових зонах сколювання), похідних від напрямків здвигів основних зон для території дослідження.

До парагенетичної групи вторинних розломів віднесені: R, R', T, L, P - розломи, серед них виділяють синтетичні, які мають однаковий напрямок простягання відносно головного здвигу в розривній зоні, та антитетичні - R'-розломи з компонентою стиснення, що мають протилежний напрямок простягання відносно головного здвигу. Синтетичні мають компоненту розтягу, що є сприятливою умовою для локалізації корисних копалин в зонах їх поширення. Порушення R' (антитетичні) та R (синтетичні) - це сполучені тріщини сколу Ріделя. Т - розломи, що є тріщинами розтягу або відриву. Порушення L і Р займали підрядне положення в сукупності структур. L - поздовжні сколи; Р - зворотні косі сколи відіграють роль зв'язків між порушеннями (R, L).

Наступним завданням було визначення: природи розломів (стиснення/розтяг) та просторово-латеральної позиції R-, T- розломів та осей складок (Fd). Інтерпретація емпіричних діаграм за аналогією з моделями дала можливість виявити латеральну позицію вторинних розломів, зокрема, виділити серед них розломи з розтягом, як одного з сприятливих локальних. структурно-тектонічних факторів для локалізації/міграції вуглеводнів на структурній карті досліджуваного району.

СТРУКТУРНО-ПАРАГЕНЕТИЧНИЙ АНАЛІЗ ПІВнічно-західного шельфу чорного моря і переддобрудзького прогину

Структурно-парагенетичний аналіз розломної мережі двох структурних поверхів: кристалічно-метаморфізованого докембрійського фундаменту (PR) і осадочного (фанерозойського) чохла, що представлений структурно-літологічними ярусами: підошви нижнього девону (D₁), середнього девону (D₂ ), верхньої юри (J₃), нижньої крейди (К₁), верхньої крейди (К₂ sm) північно-західного шельфу Чорного моря та Переддобрудзького прогину (Пп), свідчить, що структурні плани (розломна мережа) фанерозойського чохла успадковують основні напрямки розломних зон фундаменту північно-західного шельфу Чорного моря, що є ознакою впливу блоків докембрійського фундаменту.

На побудованих діаграмах простягання розломів (ДПР) північно-західного шельфу Чорного моря два головних напрямки глибинних розломів-здвигів - субширотний, інтерпретовані як розломи-здвиги південного краю СЄп та північно-західний - зони Тейссейра-Торнквіста (Т-Т). Ці ж напрямки діагностовано і на діаграмах Переддобрудзького прогину та ще один - північно-західно-північний ? розломів-здвигів конформних до осі прогину.

Спільні для північно-західного шельфу Чорного моря та Пп структуроутворюючі напрямки пояснюються тим, що до певного часу регіон мав спільну історію тектонічного розвитку. Проте в юрському періоді Пп почав активно занурюватись з швидким накопиченням осадків. Це відображено на ДПР підошви юри у вигляді ще одного головного напрямку розломів-здвигів - осі Пп.

На діаграмах північно-західного шельфу Чорного моря та Переддобрудзького прогину напрямок Т-Т дещо не співпадає. Ці розходження пов'язані з властивістю Т-Т як транс-регіональної зони розломів, напрямки яких на різних територіях в межах зони Т-Т дещо відрізняються, проте основний північно-західний напрямок залишається незмінним і простягається від Балтійського щита до Чорного моря.

Схожість структурних рисунків розломів Пп та північно-західного шельфу Чорного моря і власне діаграм є свідченням того, що Переддобрудзький прогин, як і північно-західний шельф Чорного моря, мають схожу передісторію розвитку блоків фундаменту, які обумовили успадкованість розломної мережі осадочного чохла. Тому Північно-Західне Причорномор'я можна розглядати як південно-західний край СЄп, принаймні продовження Пп в акваторії Чорного моря (до Одеського розлому) є очевидним. В районі північно-західного шельфу Чорного морята Пп переважають системи субпаралельних розломів фундаменту, котрі визначають нерівномірне занурення південно-західного краю фундаменту СЄп. Проведений структурно-парагенетичний аналіз розломів північно-західного шельфу Чорного моря та Переддобрудзького прогину необхідний для виявлення структурно-тектонічних факторів нафтогазоносності в межах Білоліського блоку (Бб) з урахування закономірностей впливу головних регіональних розломів-здвигів прилеглої території на структуроутворення Бб як перспективного нафтогазоносного елемента зовнішнього крила Переддобрудзького прогину.

СТРУКТУРНО-ТЕКТОНІЧНІ ФАКТОРИ ЛОКАЛІЗАЦІЇ ВУГЛЕВОДНІВ БІЛОЛІСЬКОГО БЛОКУ

Структурно-парагенетичний аналіз розломів і складок Білоліського блоку. За описаною методикою проведено структурно-парагенетичний аналіз і побудовані діаграми простягання розломів двох основних структурних поверхів Білоліського блоку (Бб) - фундаменту (PR) та осадочного чохла (D₂, D_2-3, D₃, C). На діаграмах чітко інтерпретуються три основні напрямки розломів-здвигів, як і на діаграмах Переддобрудзького прогину, що віддзеркалює вплив інтерпретованих розломів-здвигів Пп та їх структуроутворюючу роль на вторинні розломи чохла Бб. Переважна кількість розломів Білоліського блоку орієнтована у північно-західному та південно-східному напрямках.

На побудованих діаграмах простягання осей складок підошви середнього девону Бб інтерпретовані вісі складок (Fd) відносно виділених напрямків основних розломів-здвигів (зони Тейссейра-Торнквіста, південного краю СЄп, осі Пп) та діагностовано їх як похідні щодо правого та лівого здвигів цих регіональних структуроутворюючих розломів-здвигів. Визначено просторово-латеральну позицію осей складок безпосередньо на структурній карті Білоліського блоку. Осі складок деформації правого здвигу зони Тейссейра-Торнквіста мають переважно північно-західне простягання, а лівого здвигу - північно-східне. Далі були визначені діапазони значень азимутів простягання осей складок Бб середнього девону (D₂) інтерпретовані відносно напрямків розломів-здвигів південного краю СЄп та осі Пп.

Крім виділених напрямків осей складок на діаграмі присутні і інші, що відповідають осям складок, які є похідними від нормальної компоненти стискання головних розломів. Ці структури сформовані вздовж (субпаралельно) головних розломів та за характеристикою є структурами стиснення і відповідають типу поздовжніх лінійних складок, утворених вздовж розломів.

За результатами структурно-парагенетичного аналізу осей складок Бб простежується просторово-латеральна закономірність розташування складок інтерпретованих відносно основних напрямків розломів здвигів, що діагностовано як структуроутворюючі:

· осі складок середнього девону Бб з азимутом простягання від 315° до 320° мають накладену природу, тобто інтерпретовані як вторинні (утворені) відносно одночасно розломів-здвигів осі Пп, південного краю СЄп, лінії/зони Тейссейра-Торнквіста;

· спостерігаються складки, інтерпретовані як вторинні тільки відносно одного певного структуроутворюючого напрямку розломів-здвигів: осі складок деформації правого здвигу зони Тейссейра-Торнквіста мають переважно північно-західне простягання (300° - 320°) , а осі складок деформації лівого здвигу зони Тейссейра-Торнквіста - південно-західне (190° - 210°).

Структурно-тектонічні фактори нафтогазоносності Переддобрудзького прогину та його зовнішнього крила. Сприятливі структурно-тектонічні фактори для утворення покладів корисних копалин - це структурні та тектонічні умови (причини), що передують їх (корисних копалин) локалізації. До них відносять регіональні та локальні.

Регіональними структурно-тектонічними факторами нафтогазоносності Переддобрузького прогину є:

1. палеогеодинамічна обстановка (рифтогенез, субдукція, обдукція, орогени зіткнення різних частин плит, пасивних, активних окраїн континентів, переміщенні малих плит - зіткнення орогенів в середині континентів в рифтових зонах (внутрішньоплатформна складчастість). Геолого-тектонічна будова (структура) Переддобрудзького прогину, утворена в результаті багатостадійного його розвитку, віддзеркалює динамічні процеси геологічної історії прогину.

а) Переддобрудзький палеозойський прогин - складна геологічна структура, утворена між докембрійською СЄп і складчастою системою Добруджі. В межах прогину розрізняють осадочні та осадочно-вулканогенні комплекси порід, які за літолого-петрографічним складом зближують його з Добруджею або з СЄп. Тому Пп слід розглядати як перехідну область, що відображено у фундаменті прогину різного віку: в північній частині - докембрійського, а в південній - герцинського. Довготривала історія розвитку обумовила локалізацію в межах Пп елементів різнотипних структур: зон перикратонного прогинання, пригеосинклінального, крайового та внутрішньоплатформного.

б) Пп є крайовим прогином, з характерним для нього зовнішнім (прилеглим до СЄп) та внутрішнім (прилеглим до складчастої Добруджі) крилами. Однією з особливостей крайових прогинів є накопичення нафтогазоносних покладів. В межах зовнішнього крила поширена внутрішньоплатформна складчастість: складки пологі (кути падіння до 10°-20°), лінійні та брахіоформні, для внутрішнього південного крила характерні більш дислоковані породи з кутами падіння до 45°.

в) Пп впродовж венду-середнього палеозою піддавався активному прогинанню при загальному платформному режимі з характерним типом седиментації. Це дозволяє розглядати Пп як елемент, що займає крайню ланку в Балтійсько-Дністровській системі крайових прогинів, згрупованих вздовж або паралельно регіональній розломній зоні Тейссейра-Торнквіста (Zone Teisseyre - Tornquist).

г) Ще одним додатковим фактором нафтогазоносності є позиція південно-західного кута Пп відносно СЄп. Саме кути СЄп відрізняються найбагатшими вуглеводневими ресурсами:

Всі три відомі кути СЄп: Північноморський, Тімано-Баренцевоморський і Каспійський (описані в монографії Є. І. Паталахи (2002 р.)) - територіально вирізняються найбагатшими ресурсами вуглеводнів (ВВ), при цьому внутрішні потенційні ресурси СЄп (Волго-Уральська структура, Камско-Кинельский прогин) не рівноцінні з зовнішніми кутовими. Звичайно, перспективність південо-західного кута СЄп не обмежується лише Переддобрудзьким прогином, а включає в себе всю Чорноморську западину та Північно-Західне Причорномор'я.

2. Тектонічні процеси (піднімання/опускання). На окремих етапах геологічного розвитку Переддобрудзький прогин як і Причорноморський регіон, в цілому, зазнавав активного опускання з швидким накопиченням осадків, що спостерігається у розрізах відкладів Переддобрудзького прогину: венду-середнього палеозою та девону з потужністю девонських відкладів до 2500м і карбону до 1000м (в межах зовнішнього крила Пп) та мезозою в юрі - потужність відкладів середньої і верхньої юри становить близько 1600м і відповідно 1500м.

3. Осадочно-формаційні умови осадконакопичення - якщо спиратися на органічну теорію походження вуглеводнів, нафтогазоносність є перш за все функцією осадконакопичення. Чим більша потужність, об'єм осадків, швидкість їх накопичення, тим більша ймовірність процесів нафтогазоутворення. В межах Переддобрудзького прогину основні перспективи відкриття нових родовищ нафти і газу пов'язуються з палеозойськими і тріас-юрськими та меншою мірою, з крейдовими і кайнозойськими відкладами. Перспективність відкладів палеозою в межах Пп, потужність яких становить 3400-3700м, полягає в тому, що свого часу було розпочато пошуки нафти, де свердловинами 2-, 4-, 6-Саратські виявлено декілька насичених нафтою горизонтів в карбонатній товщі середнього девону, складених тріщинуватими вапняками і доломітами, перешаруванням доломітів, ангідритів і доломітизованих вапняків з тонкими прошарками аргілітів. Ємнісні і фільтраційні властивості цих порід невисокі. Породи-колектори тріщинного і гранулярного-тріщиного типу. Екрануючими горизонтами служать ангідрити, меншою мірою аргіліти.

Перспективна нафтогазоносна товща, яка має колекторські властивості, представлена в межах зовнішнього крила Пп відкладами середнього та верхнього девону (D₂ - D₃) сульфатно-карбонатними породами з чергуванням тонких прошарків вапняків, доломітів, ангідритів, мергелів; нижнього карбону (C₁) - сульфатно-карбонатною товщею турнейського і низів візейського ярусів (С₁t+C₁v): вапняками, доломітами, аргілітами та піщано-глинистою товщею, а саме аргілітами, алевролітами і пісковиками з прошарками вугілля товщиною 0,5-1м - верхів візейського ярусу. У відкладах крейди і юри промислові скупчення нафти і газу не виявлені, проте прямі ознаки газоносності на Пп відмічалися у відкладах верхньої юри. Газопрояви спостерігалися в пісковиках нижнього девону в піщано-конгломератових і піщано-алевролітових горизонтах пермі.

До локальних структурно-тектонічних факторів нафтогазоносності зовнішнього крила Переддобрудзького прогину, зокрема його Білоліського блоку, віднесені розривні (розломи) та складчасті (складки) структури з додатковими позитивними факторами для локалізації корисних копалин:

1. Складчасті структури. Більшість родовищ та проявів нафти і газу приурочені до антиклінальних складок, шо були відкриті при бурінні в склепіневій частині антикліналей в межах Білоліського блоку.

2. Розривні структури. Характерною особливістю глибинних розломів є велика глибина закладания, довготривалий розвиткок та зв'язок з магмопроявами. Розломи служать глибокими каналами від верхньої мантії до земної поверхні, де вони представлені шляхами підйому магми та міграції рудних та інших, в тому числі флюїдів нафти і газу. Саме в зонах глибинних розломів відбувається вертикальна міграція флюїдів, а розломи виконують роль провідників і акумуляторів. До зон розломів часто приурочені поклади ряду корисних копалин. Як відомо, розломи поділяються на різні типи, та для міграції/локалізації корисних копалин важливими є розломи з компонентою розтягу, які відкриті для ВВ-флюїдів.

Враховуючи вище зазначене, позитивною умовою для нафтогазоносності Переддобрудзького прогину та його Білоліського блоку є сукупність всіх регіональних та локальних структурно-тектонічних факторів.

Особливим завданням при виділенні локальних структурно-тектонічних факторів є знаходження просторово-латеральної позиції розломів, що мають компоненту розтягу (R, T), для цього спочатку визначалося місце розташування на структурній карті Білоліського блоку вторинних R-, R'-, T- розломів відносно інтерпретованих основних розломів-здвигів (південного краю СЄп, вісі Пп та зони Т-Т) при правому та лівому здвигах.

Латерально-просторова позиція R-, T- розломів на структурній карті Білоліського блоку визначалася шляхом вимірювання азимутів простягання кожного розлому (фрагменту розлому, що не змінює свого простягання) з зіставленням їх відносно основних напрямків розломів-здвигів: - південного краю СЄп (з середнім значенням азимуту простягання - 273°) при лівому і правому здвигах; осі Пп (з середнім значенням азимуту простягання - 288°) при лівому і правому здвигах; лінії Т-Т (з середнім значенням азимуту простягання - 346°) при лівому і правому здвигах при порівнянні з тектонофізичною моделю здвигових зон С. С. Стоянова.

Всього на карті середнього девону Білоліського блоку визначено три типи розломів: R-, R?- та T при лівому і правому здвигах відносно основних напрямків розломів-здвигів: - краю СЄп,- осі Пп, лінії Т-Т. Кількість R?- розломів незначна, крім того ці розломи не мають компоненти розтягу і є структурами стиснення, тому далі увага приділялася R- та T- розломам як перспективним нафтогазоносним розривним структурам. R- та T- розломи з компонентою розтягу мають майже повсюдне поширення на Бб та орієнтовані у північно-західному та північно-східному напрямках.

При зіставлені одержаних результатів виділено ділянки з розломами розтягу відносно одночасно декількох структуроутворюючих напрямків розломів-здвигів краю СЄп і осі Пп, що вказує на більшу перспективність нафтогазоносності, ніж в зонах розломів розтягу відносно одного структуроутворюючого напрямку розломів-здвигів.

Перспективні ділянки з сприятливим комплексом структурно-тектонічних факторів (розломів з розтягом) для локалізації вуглеводнів згруповані закономірно вдовж (або паралельно) регіональних розломів Білоліського блоку: Болград-Балабанівського, Саратського, Придунайського, Розовського. У зв'язку з більшістю (майже всіх) відкритих нафтогазових родовищ Білоліського блоку (Східно-Саратське, Жовтоярівське, Ярославське) в склепіннях антиклінальних складок - антикліналі є більш перспективними. Оскільки ділянки з інтенсивно розвиненою мережею тектонічних порушень є додатковою ознакою перспективності локалізації вуглеводнів, тому в межах визначених локальних ділянок з розломами розтягу було виділено антикліналі як додаткові структурні фактори.

На прикладі виділених перспективних ділянок Білоліського блоку окрім антиклінальних складок виокремлено і синклінальні, що є підставою для рекомендації довивчення, також і синклінальних структур з позиції нафтогазоносності в межах зовнішнього крила Переддобрудзького прогину.



ВИСНОВКИ

1. Визначені (аргументовані за використаними методами) просторово-латеральні закономірності основних регіональних розломів-здвигів північно-західного шельфу Чорного моря та Переддобрудзького прогину як структуроутворюючих в межах перспективної товщі середнього девону зовнішнього крила прогину.

2. Встановлено, що розломна мережа осадочного чохла північно-західного шельфу Чорного моря та Переддобрудзького прогину має успадкований характер відносно основних напрямків розломних зон фундаменту. Переддобрудзький прогин і північно-західний шельф Чорного моря мають спільну передісторію розвитку блоків фундаменту, яка обумовила спадковість і розвиток розломів осадочного чохла.

3. Визначено просторово-латеральну позицію вторинних розломів, в тому числі розломів з компонентою розтягу, які за своїми кінематичними тектонофізичними властивостями прогнозуються як позитивні структурно-тектонічні фактори для міграції/локалізації нафти до складок осадочної товщі (D₂) Білоліського блоку.

4. Визначені прогнозні ділянки з сприятливими локальними та регіональними структурно-тектонічними факторами нафтогазоносності в межах перспективної товщі середнього девону (D₂) Білоліського блоку.



список опублікованих праць за темою ДИСЕРТАЦІЇ

Статті у наукових виданнях:

1. Занкевич Б. А. Унаследование структурных планов северо-западного шельфа Черного моря / Б.А. Занкевич, Т.А. Мельниченко, Н.В. Шафранская // Геология и полезные ископаемые мирового океана. - 2009. - № 1. - С. 52-62. (Проведення геологічних досліджень, участь у інтерпретації отриманих результатів та написанні статті).

2. Мельниченко Т. А. Закономірності тектонічної будови Переддобрудзького прогину та його Білоліського блоку / Т.А. Мельниченко // Збірник наук. праць Ін-ту геол. наук., вип. 2., 2009. - С. 29-33. Конференція молодих вчених Інституту геологічних наук НАН України.

3. Мельниченко Т. А. Тектоніка і структурний план Переддобрудзького прогину / Т.А. Мельниченко, Н.В. Шафранська // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. - 2010. - № 3 (21). - С. 76-84. (Проведення геологічних досліджень, участь у інтерпретації отриманих результатів та написанні статті).

4. Мельниченко Т. А. Структурно-парагенетичний аналіз розломів Північно-Західного Причорномор'я / Т.А. Мельниченко // География, геоэкология, геология: опыт научных исследований: VI междунар. науч. конф., 28-30 апр. 2009 г.: Сборн. статей. - Днепропетровск, 2009. - С. 118-121.

Тези та матеріали конференцій:

5. Мельниченко Т. А. Геологія та розломна тектоніка Переддобрудзького прогину і Білоліського блоку як структури в межах прогину. (Структурно-тектонічні фактори утворення вуглеводнів Переддобрудзького прогину) / Т.А. Мельниченко // V-сесія Міжнародної Школи по наукам про Землю (V International School on Earth Sciences (ISES-2009)), 2-9 вересня 2009 р. : тези доп. - Одеса, 2009 р. Електоронний збірник матеріалів конференції.

6. Мельниченко Т. А. Особливості розломної тектоніки Переддобрудзького прогину / Мельниченко Т.А., Шафранська Н.В. // Сучасні проблеми геологічних наук: конф. молодих вчених, 6-8 квітня 2009 р. : тези доп. - Київ, 2009. Електронний збірник матеріалів конференції. (Проведення аналітичних досліджень, участь у інтерпретації отриманих результатів та написанні тез, доповідь на конференції).



АНОТАЦІЯ

Мельниченко Т.А. Структурно-тектонічні фактори нафтогазоносності зовнішнього крила Переддобрудзького прогину. - Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук за спеціальністю 04.00.10 - геологія океанів та морів - Відділення морської геології та осадочного рудоутворення НАН України. - Київ, 2011.

В дисертації вперше викладені результати комплексного дослідження розломів осадочного чохла та фундаменту північно-західного шельфу Чорного моря і Переддобрудзького прогину; розломів та складок зовнішнього крила Переддобрудзького прогину на прикладі Білоліського блоку.

Встановлено, що розломна мережа осадочного чохла північно-західного шельфу Чорного моря, Переддобрудзького прогину і Білоліського блоку має успадкований характер, відносно основних напрямків розломних зон фундаменту, що віддзеркалює спільну передісторію розвитку блоків фундаменту. білоліський шельф нафтогазоносність тектонічний

Виділена просторово-латеральна позиція вторинних розломів з компонентою розтягу, які за своїми просторово-кінематичними тектонофізичними властивостями прогнозуються як позитивні ділянки для міграції/локалізації нафти до складок осадочної товщі (D₂) Білоліського блоку. Визначені ділянки з сприятливими локальними та регіональними структурно-тектонічними факторами нафтогазоносності товщі середнього девону Білоліського блоку.

Ключові слова: північно-західний шельф Чорного моря, Переддобрудзький прогин, розломні зони, розломи з комнонентою розтягу, складки, структурно-тектонічні фактори нафтогазоносності.



АННОТАЦИЯ

Мельниченко Т.А. Структурно-тектонические факторы нефтегазоносности внешнего крыла Придобрудского прогиба. - Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геологических наук по специальности 04.00.10 - геология океанов и морей - Отделение морской геологии и осадочного рудообразования НАН Украины. - Киев, 2011.

В диссертации впервые изложены результаты комплексного исследования разломов двух структурных этажей осадочного чехла и фундамента северо-западного шельфа Черного моря; разломов фундамента Придобруджского прогиба; разломов и складок фундамента и осадочной толщи внешнего крыла Придобруджинского прогиба на примере Белолесского блока.

В результате проведенного структурно-парагенетического анализа разломов и складок (за редуцированной методикой Л. М. Расцветаева, при использовании аналогии с тектонофизических моделей С. С. Стоянова) определены (геологически аргументированы) направления основных региональных зон разломов-сдвигов в качестве структурообразующих: северо-западный ? зоны Тэйссэйра-Торнквиста, субширотный ? южного края Восточно-Европейской платформы; северо-западно-северный ? оси Придобруджинского прогиба. Интерпретированные разломы-сдвиги оси прогиба параллельны к системе разломов Добруджи и на территории Румынии представлены системой субпаралельных разломов зоны Болградского разлома, что отражает принадлежность к одной разломной зоны и влияние орогена Добруджи на структурообразования в приделах Придобруджинского прогиба.

Установлено, что разломная осадочного чехла северо-западного шельфа Черного моря, Придобруджинского прогиба, Белолесского блока имеет унаследованный характер, относительно основных направлений разломных зон фундамента. Придобруджинский прогиб и северо-западный шельф Черного моря имеют общую предысторию развития блоков фундамента, которая обусловила наследственность и развитие разломов осадочного чехла. Относительно отмеченных направлений разломов-сдвигов закономерно расположена совокупность вторичных разломов и складок. Выделенная пространственно-латеральная позиция фрагментов разломов с компонентой растяжения, которые за своими пространственно-кинематическими тектонофизическими свойствами прогнозируются как позитивные участки для миграции/локализации нефти к складкам осадочной толщи (D₂) Белолесского блока.

Определенные участки с благоприятными локальными и региональными структурно-тектоническими факторами нефтегазоносности перспективной нефтегазоносной толщи среднего девона Белолесского блока. Часть этих участков совпала с зонами, где уже открытые месторождения или проявления нефти и газа, что является позитивной предпосылкой для перспективности выделенных участков и не противоречит геолого-геофизическим материалам района, а также исследованиям за предыдущие годы.

Ключевые слова: северо-западный шельф Черного моря, Придобруджинский прогиб. разломные зоны, разломы с компонентой растяжения, складки (складчатые структуры), структурно-тектонические факторы нефтегазоносности.



SUMMARY

Melnichenko T.A. Structural-tectonic factors of oil-and-gas content of external wing of Dobrujia's foredeep. - Manuscript.

Thesis to Scientific Candidate Degree in Geological Sciences in specialty 04.00.10 - geology of oceans and seas - Department of marine geology and sedimentary ore formation of the National Academy of Scientific of Ukraine. - Kyiv, 2011.

For the first time, in dissertation are set the results of complex research of fault's of sedimentary slice and basement of the north-west's shelf of Black sea and Dobrujia's foredeep; faults and folds of external wing of the Dobrujia's foredeep on the example of the Belolesky block.

It is set, that the fault network of sedimentary slice of north-west's shelf of Black sea, Dobrujia's foredeep and of the Belolesky block has the inherited characteristic, relative to the basic directions of basement's fault zones, that show the general prehistory of development of basement's blocks.

The selected spatially-lateral position of second faults from component tension, which after the spatially-kinematics tectonic-physics properties are forecast as positive areas for migration/localization of petroleum to the folds of sedimentary layer (D₂) of the Belolesky block. Are defined the areas with the favourable local and regional structural-tectonic factors of oil-and-gas content of middle Devonian layer's of the Belolesky block.

Key words: North-west's shelf of Black sea, Dobrujia's foredeep, fault's zone, tension fault, fold, structural-tectonic factors of oil-and-gas content.

Размещено на Allbest.ru

...