Оценка углеводородного потенциала Туапсинского прогиба на основе методик бассейнового моделирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Астахов, Сергей Михайлович

• Астахов, Сергей Михайлович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Астахов, Сергей Михайлович

Содержание

Введение

Глава 1. «Геологическое строение»

1.1 История исследований

1.2 Геолого-геофизическая изученность и краткая физико-географическая характеристика

1.3 Тектоника и геодинамика

1.4 Литолого-стратиграфическое расчленение разреза 37 Глава 2. «Методика исследований»

2.1 Секвенс-стратиграфия

2.2 Технология бассейнового моделирования

2.3 Геосинергетический подход

2.4 Общегеологические методики 57 Глава 3. «Литологическое моделирование» 60 Принципиальная схема литологического моделирования

3.1 Литолого-фациальное районирование и построение эталонных разрезов Западно-Кубанского прогиба

3.2 Тектоническое районирование и прогнозирование литолого-фациальной зональности

3.2.1 Тектоническое районирование по подошве майкопского комплекса. («Рифтовый» поперечный домайкопский тренд)

3.2.2 Анализ складчатости и районирование по кровле майкопского комплекса («Коллизионный» продольный позднемайкопско-плиоценовый тренд)

3.2.3 Стадиальный анализ майкопского комплекса Туапсинского прогиба

3.2.4 Палеогеографическая модель седиментации

3.2.5 Литолого-фациальное районирование майкопского комплекса

3.3 Прогноз разреза псевдо-скважин в литолого-фациальных зонах Туапсинского прогиба

3.3.1 Исходные данные. Сейсмогеологическая характеристика разреза

3.3.2. Построение псевдо-скважин

Глава 4. «Бассейновое моделирование»

4.1 Эволюция Туапсинского прогиба как осадочного нефтегазоносного бассейна и его геодинамика в связи с нефтегазогенерацией

4.2 Технология бассейнового моделирования 146 4.3. Поэтапный анализ истории осадочного бассейна Туапсинского прогиба

4.4 ЭТАП 1: Анализ уплотнения

4.5 ЭТАП 2: Анализ теплового потока и термической эволюции бассейна

4.6 ЭТАП 3: Анализ нефтегазоматеринских пород и состава генерируемого флюида

4.7 ЭТАП 4: Анализ миграции углеводородов

4.8 ЭТАП 5: Объемная оценка заполненности ловушек 188 Глава 5. «Геосинергетика Туапсинского прогиба»

5.1 Основные показатели термо-динамической возбужденности бассейна

5.2 Прогноз фазового состояния углеводородов

5.3 Оценка ресурсов 209 Заключение 217 Список использованной литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка углеводородного потенциала Туапсинского прогиба на основе методик бассейнового моделирования»

Введение

Актуальность работы. Крупные тектонические элементы Восточно-Черноморского региона уже давно представляют интерес для поисков нефти и газа в мезо-кайнозойской части разреза. Туапсинский прогиб располагается вдоль южного склона Западного Кавказа, начинаясь на востоке у Гагры и Сочи и заканчиваясь несколько западнее Анапы. Геологическое строение этой части Кавказа изучено достаточно подробно, однако с глубиной достоверность наших знаний быстро уменьшается. Большая часть прогиба находится в пределах акватории и только небольшой сегмент (ок. 5%) юго-восточной периклинали, известной в литературе как Адлерская депрессия, выходит на поверхность в районе Сочи-Адлера. Состояние изученности нефтегазоносности Туапсинского прогиба находится в целом на региональной стадии (в его пределах не пробурено скважин).

Необходимо отметить, что освоение сырьевых запасов российского шельфа является долгосрочной задачей, об экономической целесообразности которой в последнее десятилетие декларируется органами власти Российской Федерации на различных уровнях. Ввиду постоянно растущего мирового потребления энергоресурсов, а также сложности освоения источников «неуглеводородной» энергии, шельфовые проекты представляют огромный интерес для крупнейших нефтедобывающих компаний мира. С одной стороны, развитая инфраструктура объектов нефтегазового комплекса (переработка, транспортировка), существующая в старейшем нефтегазодобывающем регионе России, нивелируясь геологическими и технологическими рисками с другой, связанными с финансовьши вливаниями на геологоразведочные работы, вызывает сложности обоснования экономической целесообразности проектов Черного моря. Это делает необходимым широкое применение аппаратов моделирования для решения ряда важнейших проблем Туапсинского прогиба, как бассейна с потенциально промышленной нефтегазоносностью. Перспективы Туапсинского прогиба и шельфа Черного моря, несмотря на все сложности в целом оцениваются довольно высоко. Перед геологами стоит задача минимизации рисков, в первую очередь, за счет обоснования достоверности оценки ресурсов.

Ряд проблем, которые были упомянуты выше, замыкаются в синтетическом понятии «бассейновое моделирование». Комплекс сложных расчетных процедур позволяет восстановить историю осадконакопления и УВ-генерации, а также последующих движений нефти и газа на пути к ловушке. Таким образом, результаты бассейнового моделирования можно условно разделить на прогноз современных и древних (с момента

накопления самого древнего осадочного слоя) физических параметров среды; и моделирование углеводородных систем. Моделирование УВ-систем подразумевает прогноз генерации нефти и газа в площадном и количественном показателях, объемы эмиграции, пути и объемы вторичной миграции, сохранность и аккумуляции УВ. Все эти процессы сопряжены с объемным прогнозом коллекторов, покрышек и палинспастическими реконструкциями формирования ловушек в геологическом времени.

Моделирование углеводородных систем позволяет ответить на вопросы, такие как:

1. Формировались.ли в принципе углеводороды? Здесь понимается полный спектр опций по оценке генерационной способности различных зон бассейна, заканчивая оценкой ресурсов.

2. Где формировались углеводороды? Следующей задачей при условии формирования, является выяснение зон локализации УВ.

3. Когда формировались углеводороды? Существует множество примеров, когда перспективные структуры оказывались неудачными при разведке из-за «временных» проблем. К примеру, нефть и газа формировались задолго до формирования ловушек, где они могли быть аккумулированы.

4. Могли ли углеводороды мигрировать в рассматриваемую ловушку? Моделирование динамических процессов генерации, эмиграции и вторичной миграции дает возможность определить возможность заполнения ловушки.

5. Каковы свойства углеводородов? Моделирование изменения компонентного состава УВ в процессе миграции, аккумуляции и потерь позволяет прогнозировать фазовый тип флюидов, а также их свойства.

Эти вопросы формулируют ряд задач моделирования УВ-системы, в рамках бассейнового моделирования, последовательно решаемых в разделах диссертации.

В Туапсинском прогибе лицензиями на право проведения ГРР владеют две компании. ОАО «НК «Роснефть» принадлежат участки «Туапсинский прогиб», покрывающий большую часть прогиба, как геоструктурного элемента, а также частично его покрывают участки «Южно-Черноморский» и «Западно-Черноморский». ЗАО «Черноморнефтегаз» принадлежат меньшие по размерам участки «Юго-восточный» и «Северо-западный». Переход к следующему этапу ГРР для недропользователей, имеющих лицензии в Туапсинском прогибе, сопряжен с серьезнейшими капиталовложениями для бурения поисковых скважин. В принципе, буровые организации, которым будет доверен соответствующий подряд, станут мировыми пионерами в проходке скважин в существующих условиях (глубины моря ок. 2000м, сероводородное заражение, сложнейшие инженерно-геологические условия и другие технологические проблемы). С

учетом этих обстоятельств, на первый план выходят большие риски дальнейшего ведения ГРР. В прогибе закартировано более 30 крупных ловушек. Первоочередность разбуривания тех или иных структур связана: с определенным набором рисков, как геологических рисков внутри самой структуры, так и рисков, влияющих на дальнейшие ГРР во всем прогибе. Среди них выделяются: достоверность структурного плана в связи с неопределенностью глубинно-скоростной модели; уменьшение площадей майкопских залежей и значительное смещение свода с глубиной; гидродинамическая раскрытость куполов структур на участках эрозионных срезов на различных временных отрезках в процессе накопления олигоцен-плиоценовой толщи; сохранность коллекторов на больших глубинах; адекватность принимаемых кинетических спектров созревания органического вещества в нефтематеринских свитах. Этот далеко не полный список факторов, влияющих на оценку прогнозных ресурсов в выделенных структурах. Традиционные объемно-статистические методики оценки ресурсов не всегда, а если быть точным, то в очень редких случаях, включают в расчеты перечисленные риски. Не учтенной остается часто имеющая место быть проблема несоответствия главной фазы эмиграции УВ и образования к этому моменту ловушек. Системный подход бассейнового моделирования и использованная автором методика пофазного расчета аккумуляции углеводородов в ловушках, учитывает риски и неопределенности эффективности углеводородных систем, работающих в направлении отдельно взятой структуры.

Применение большого количества методик для оценки прогнозных ресурсов как первого критерия, влияющего на сравнительную характеристику перспективности структур, благодаря разности подходов дает более объективное представление. Автором используется также инновационный геосинергетический подход к анализу бассейна Туапсинского прогиба (А.Н. Резников, 2008). Помимо прогноза физических параметров среды на глубину осадочного заполнения, также оценены ресурсы прогиба, что верифицирует и дополняет подсчеты по вышеназванной методике, а также объемы ресурсов, выполненные другими исследователями. Оценка ресурсов проводилась специалистами ГНЦ ФГУП «Южморгеология» (Мейснер и др., 2002); специалистами ООО «НПЭ» (Самойленко и др., 2005), Долинским И.Г. в 2007 г., специалистами ООО «НК «Роснефть-НТЦ» (М.В. Губарев и др., 2008). Комплексной оценкой перспектив нефтегазоносности Туапсинского прогиба на основе технологии бассейнового моделирования занимались Круглякова М.В., Лавренова Е.А., Сенин Б.В., 2010; Никишин A.M., Ершов A.B., 2008 г.

Подход использованный автором, помимо перечисленных особенностей, отличается также большей опорой на фактические данные литологических исследований

обнажений. С использованием результатов литолого-фациального и стадиального анализа проведены палеогеографические реконструкции, построена секвенс-стратиграфическая модель седиментации, что прямым образом повлияло на дальнейшие процедуры бассейнового моделирования и оценки ресурсов.

Проблемой, которая оставляет множество неопределенностей на пути к достоверной оценке ресурсов, является определение объемов сохранности УВ после эмиграции и соответственно оценка объемов аккумуляции этих УВ на современный момент. Более подробные реконструкции истории формирования ловушек, а также разломной тектоники, являются дальнейшим направлением в решении проблем оценки нефтегазоносности Туапсинского прогиба.

Целью диссертационной работы является количественная зонально-дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности углеводородных систем Туапсинского прогиба на основе создания комплексной геологической модели с применением различных методик бассейнового анализа.

Для достижения поставленной цели в ходе исследования автором решались следующие задачи.

1. Анализ и выявление закономерностей, геологического строения Туапсинского прогиба, граничащих с ним и расположенных на акватории, Черного моря структур, а также структур, находящихся в пределах мегантиклинория Большого Кавказа и Западно-Кубанского передового прогиба.

2. Обоснование методов исследований.

3. Проведение литологического моделирования.

4. Проведение бассейнового моделирования.

5. Оценка ресурсов углеводородного сырья с помощью традиционных методов, а также с применением геосинергетической методики.

Фактический материал и личный вклад. Фактический материал диссертационной работы составили результаты личных исследований автора, проведенных за время обучения в аспирантуре в период с 2008 по 2011 годы. За это время изучено более 1000 пог. км сейсмических профилей Туапсинского прогиба; каротажные диаграммы 120 буровых скважин и 210 разрезов майкопской серии Западно-Кубанского прогиба; описано и опробовано 25 разрезов майкопских отложений в пределах Адлерской депрессии, а также на побережье Черного моря в зоне сочленения Новороссийского синклинория и Туапсинского прогиба. Исследовано 145 шлифов и пленочно-иммерсионных препаратов, проведено 85 литологических анализов, использованы результаты более 500 химических анализов пород майкопского возраста.

Методы исследований. При выборе методик исследования, как и при решении других задач, автор руководствовался установкой: охватить проблему прогноза нефтегазоносности целиком, используя как можно больше фактических данных. Задачей являлось сохранение системности методик получения нового знания о предмете исследования. Приоритет отдан количественному подходу для дальнейшего выявления или объяснения уже установленных качественных выводов. Среди комплексных методик изучения осадочно-породных бассейнов на первых позициях стояли: технология бассейнового моделирования с использованием специализированного программного обеспечения, геосинергетический формализованный подход к бассейновому моделированию и секвенс-стратиграфический анализ. Это основные способы получения нового знания о Туапсинском прогибе.

Обоснованность и достоверность. Научные положения и выводы, сформулированные в диссертации, обоснованы использованием современных средств и аналитических методик проведения исследований и анализом большого массива фактических данных.

Научная новизна состоит в том, что:

обоснована лйтолого-фациальная зональность майкопских отложений Туапсинского прогиба; на этой основе проведено литологическое моделирование, построены разрезы псевдо-скважин литолого-фациальных зон;

- на основе выделения в структуре осадочного чехла Туапсинского прогиба тектонических элементов более низкого порядка, построена детализированная тектоническая схема;

- составлена детальная секвенс-стратиграфическая схема седиментации, построены палеопрофили бассейна седиментации юго-восточной части Туапсинского прогиба для конца эоцена, начала раннего олигоцепа, конца раннего олигоцена, начала позднего олигоцена, конца позднего олигоцена, начала раннего миоцена, конца раннего миоцена, начала среднего миоцена;

- с помощью бассейнового моделирования осадочного чехла Туапсинского прогиба дан прогноз основных физических показателей пластов, характеризующих их свойства согласно назначению в углеводородной системе (резервуарные и проводящие свойства пластов-коллекторов и пластов-носителей, генерационные и эмиграционные возможности нефтегазоматеринских толщ, экранирующие свойства пород-покрышек);

- в программной среде Ре1тотос1, а также путем применения инновационного подхода геосинергетической методики дан прогноз фазового состава флюида возможных залежей Туапсинского прогиба;

- на основе применения методики оценки пофазной заполненности ловушек оценены ресурсы локальных поднятий Туапсинского прогиба; геосинергетическим методом для Туапсинского прогиба оценены начальные суммарные ресурсы.

Практическая значимость работы заключается в том, что разработанный новый подход позволяет осуществлять экспресс-оценку не только перспектив нефтегазоносности бассейна в целом, но проводить сравнительную оценку перспектив (либо их отсутствия) поднятий, а также неструктурных форм аккумуляции. Это позволяет существенно снизить затраты на обоснование ГРР и расчет экономики проектов. Помимо общенаучной значимости, полученные в ходе диссертационного исследования результаты могут быть использованы при постановке геологоразведочных работ в пределах Туапсинского прогиба.

Реализация и апробация результатов работы. Результаты исследований докладывались на ряде международных и всероссийских научных конференций: «XVIII международная школы морской геологии», 2009 (г. Москва); «Губкинские чтения - 2009» (г. Москва); «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей», 2009, 2010 (г. Геленджик); Восьмая конференция «Молодежь XXI века - будущее российской науки», 2010 (г. Ростов-на-Дону); «Международный донской нефтегазовый конгресс», 2010 (г. Ростов-на-Дону); 12-ая международная научно-практическая конференция «Геомодель — 2010» (г. Геленджик); «Геленджик-2011. Актуальные проблемы развития ТЭК регионов России и пути их решения. 8-ая международная конференция», 13-ая международная научно-практическая конференция «Геомодель — 2011» (г. Геленджик), где получили одобрение ведущих специалистов. На 18-ой международной научной конференции (школе) по .морской геологии (г. Москва) Астахов С.М. был награжден дипломом за лучший доклад, сделанный молодыми учеными.

Полученные результаты исследований прошли апробацию путем публикации на момент утверждения настоящего заключения 10 научных работ. 3 из них опубликованы в изданиях, включенных в перечень, рекомендованный ВАК (2 в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 1 в материалах конференций «Осадочные формации юга России и связанные с ними полезные ископаемые»).

В диссертации защищаются следующие положения: 1. Установлена литолого-фациальная зональность Туапсинского прогиба на основе определения общности трендов обстановок и режимов осадконакопления в пределах Западно-Кубанского и Туапсинского прогибов.

?

2. Предложена секвенс-стратнграфическая модель седиментации, согласно которой в средне-майкопское время в погруженной части бассейна Туапсинского прогиба, у подножия континентального склона, формировались седиментационные ловушки углеводородов, представляющие собой грубозернистые турбидитные покровы и относящиеся к парасеквенциям нижнего системного тракта.

3. Обоснован новый подход пофазной эмиграции, установленный на основе учета изменения плотностей потока эмиграции углеводородов различного фазового состояния на определенных стадиях процесса генерации и экстракции из участвующих в нем нефте-газоматеринских свит. Определение изменения площади ловушек, привязанное к палинспастическим построениям, позволяет уточнить коэффициенты сохранности и аккумуляции углеводородов по каждой отдельной ловушке и оценить заполненность каждого локального поднятия Туапсинского прогиба. Таким образом, выполнен прогноз фазового состояния углеводородов и дана оценка ресурсов.

Публикации. Основные положения опубликованы в 11 научных работах, 2 из них опубликованы в изданиях, включенных в перечень, рекомендованный ВАК (2 в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованной литературы. Объем работы - 237 машинописных страниц. Текст дополняют 62 рисунка и 40 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 110 наименований.

Благодарности. Особую благодарность автор приносит своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору А.Н. Резникову. Также автору хочется отметить поддержку и всестороннюю помощь доктора геолого-минералогических наук, профессора А.Э. Хардикова. В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями Ю.Н. Самойленко, Ю.М. Берлина, А.Ю. Мосякина, В.Ф. Шарафутдинова, Н.М. Галактионова, С.Л. Прошлякова, Э.С. Сианисяна, Г.Н. Прозоровой, Ю.А. Мосякина, В.М. Андреева.

Геологическое строение

1.1 Состояние геолого-геофизической изученности и история геологических исследований акватории

В истории геологического изучения Черного моря и Туапсинского прогиба в частности по характеру исследований выделяется четыре этапа.

В позапрошлом веке и начале прошлого о геологии глубоководной впадины можно было судить только по строению окружающей ее суши. Некоторые наводящие факты получали из гидрографических работ и исследований донных грунтов.

В конце 50-х годов сформировались два направления: глубинная геология и морская геология. Это были две практически неизведанные области. Метод ОГТ в то время еще не был разработан и геофизические исследования Черноморской впадины начались с работ методом ГСЗ. Таким образом, второй этап изучения ее геологии оказался посвященным преимущественно глубинному строению земной коры, и соответственно ознаменовался многочисленными гипотетическими построениями.

Применение сейсморазведки МОГТ в 80-х годах прошлого века определило третий этап геологических исследований Черного моря. Началось подробное изучение осадочного выполнения Черноморской впадины.

Обширные новые данные получены в последнем пятилетии в результате съемки центральной части Туапсинского прогиба методом ОГТ-3 Д. Уровень конкретных знаний о геологическом строении впадины повысился и стал качественно иным.

По существу, до середины 50-х годов все выводы о геологическом строении акватории опирались на палеогеографические и тектонические исследования окружающей суши. Лишь в небольшой степени, попутно с океанографическими работами, исследовались донные осадки.

Первая крупная океанографическая экспедиция в Черном море работала в 1890г— 1891 гг. Ее организация в значительной мере обязана инициативе Н. И. Андрусова, который обрабатывал и поднятые ею пробы грунта. Экспедиция провела первые глубоководные батиметрические исследования по всей площади моря. Сразу же после крымского землетрясения 1927 г. систематические промерные работы начала Морская обсерватория. Она вела их в течение ряда лет (до 1936 года), сопровождая постоянным отбором колонок грунта, достигавших почти 4 м длины.

Все собранные образцы донных осадков подробно изучались А. Д. Архангельским и его сотрудниками. А. Д. Архангельский обнаружил большую близость глинистых

11

глубоководных отложений Черного моря с майкопскими олигоценовыми глинами, а также некоторыми разностями миоценовых «спириалисовых» глин.

Б. П. Жижченко и В. П. Колесников в монографии «Неоген СССР» (1940 г.) пришли к заключению о том, что глубоководная Черноморская впадина существовала по крайней мере со среднего миоцена.

М. В. Муратов (1949 г.) пришел к выводу, что на площади, занятой современным Черным морем, начиная с юры, существовал геосинклинальный прогиб, в котором сливались юрские, меловые и палеогеновые геосинклинали Кавказа, Крыма и Балкан. Это, пожалуй, было первое определенное высказывание о возможной мезозойской истории Черного моря.

Послеэоценовый этап формирования Черноморской впадины, по мнению М. В. Муратова, был важнейшим в ее истории. Началось глубокое погружение, вначале, предположительно, в виде узкого, но глубокого прогиба вдоль южного подножия растущего Большого Кавказа и Горного Крыма. Затем, в течение миоцена и плиоцена, прогиб чрезвычайно расширился и достиг размеров современной глубоководной впадины.

Характер континентальных склонов, спокойное залегание выполняющих впадину толщ, их возраст и примерный порядок мощности, наличие узкого олигоценового прогиба вдоль кавказского и крымского склонов (отсутствие массива особо плотных пород в основании впадины и т. д.) качественно предвидены М. В. Муратовым достаточно близко к реальности.

В 1957—1961 гг. началось изучение Черного моря сейсморазведкой методом ГСЗ,_ проводившееся главным образом Институтом океанологии АН СССР при участии других организаций.

С 1961 г. начались сейсморазведочные работы МОВ, сначала единичными профилями, затем систематическими площадными исследованиями шельфов северо-западного, таманского, грузинского. В 1969—1971 гг., в связи с разработкой аппаратуры АНАП, была пройдена сеть региональных профилей на северном континентальном склоне от Анапы до Батуми и отдельные профили у берегов Крыма и в районе подводного хребта Архангельского.

Институтом океанологии АН СССР в 1968—1969 гг. по всей площади глубоководной котловины была пройдена редкая сеть геоакустических профилей с глубиной исследования до 1 с под дном моря. Сходные работы в 1968 г. были выполнены американскими ис-

\

следователями на э/с «Атлантис-П».

Большой объем морских геофизических работ принес первые прямые данные о мощности и характере осадочной толщи во впадине. Но сведения о собственно осадочной толще

12

получены минимальные; было установлено, что мощность ее достигает очень больших величин, порядка 12—15 км, что она, судя по небольшим скоростям прохождения упругих волн, в значительной части сложена молодыми отложениями.

В 1962—1963 гг. трестом «Краенодарнефтегеофизика» детальные сейсморазведоч-ные работы МОВ проведены на таманском шельфе. К юго-востоку от них на шельфе этими работами очерчен контур Анапского выступа, сложенного меловым и палеогеновым флишем.

Начало тектоническому районированию Черноморской впадины по результатам ГСЗ, промерных работ и других исследований акватории положили В. П. Гончаров, А. Ф. Непрочнова и Ю. П. Непрочнов в 1963 г. Затем была опубликована схемы Мила-новского Е.Е., 1967 г.

В 1968—1970 гг. при отработке аппаратуры непрерывного акустического профилирования (АНАП) была исследована акватория вдоль кавказского побережья от Новороссийска до Батуми шириной 75—120 км, охватившая континентальный склон и значительную часть глубоководной впадины. На временных разрезах получены-отра- • жения до 2 - 3 с под дном. Впервые записаны характерные антиклинали в выделенном• позднее Туапсинском прогибе, обрисован Гудаутский свод, сложенный спокойно лежащими сравнительно маломощными отложениями мела, палеогена и неогена.

Начиная с 1974 г. работы МОГТ на Черном море захватили Керченско-Таманский шельф и прилегающий к нему континентальный склон, Очамчирский свод, шельф и континентальный склон на морском продолжении Колхидской впадины и Гурийского прогиба.

Три глубоководных скважины «Гломар Челленджера», пробуренные в 1975 г., дали большой материал для характеристики литологии и ископаемых организмов самой верхней части осадочной толщи глубоководной впадины.

С 1978 г. «Южморгеология» начала систематические региональные исследования МОГТ в глубоководной впадине. В результате этих работ впервые выяснена структура глубоководной впадины, прослежены отражающие горизонты в низах ее выполнения на глубинах до 12—15 км, сопоставляемые с отложениями палеоцен-эоцена.

С 1972 г. «Южморгеологией» проводится комплексная геологическая съемка шельфа в крупном масштабе.

В 1985 г. коллективом авторов «Южморгеологии» (Туголесов и др., 1985) на основе проведенных работ МОГТ, в том числе и по Туапсинскому прогибу, опубликована монография по тектонике Черноморской впадины, являющейся до сих пор настольной книгой геолога, исследующего черноморский регион. Проведено стратиграфическое расчленение мощной осадочной толщи, выполняющей Черноморскую

13

впаднну: были выделены аналоги майкопской серии, определены названия тектонических элементов, используемых в настоящее время, в частности Туапсинский прогиб, составлена структурная схема для всей глубоководной впадины. Обнаружен крупнейший поперечный вал Андрусова. Выяснены общие черты вала Шатского, приводящие к необходимости выделения его как единой структуры.

Дальнейшие работы МОГТ-2Д идут по пути детализации строения выделенных тектонических элементов и объяснения с использованием сейсмофациального анализа и нарастающей теоретической базой секвенс-стратиграфии, природы выделяемых структур более мелких порядков. Работы проводились ОАО «Союзморгео» в 1998-2000 гг. Новый рубеж в освоении шельфа Черного моря начался после развертывания масштабных работ компаниями «Роснефть» на лицензионном участке, почти полностью покрывающем Туапсинский прогиб, Анапский выступ и сегмент Керченско-Таманского прогиба, а также «Черноморнефтегаз» на глубоководном участке Туапсинского прогиба в 2002-2004 гг. в юго-западной части. В настоящее время ведутся работы на участках Гудаутского и Очамчирского поднятий, также компанией «Роснефть». -Большой объем сейсморазведочных и тематических работ по Валу Шатского до 2004 г. был выполнен специалистами бывшей НК «Юкос».

Четвертым этапом можно считать внедрение современных методик сейсмораз-ведочных работ МОГТ-ЗД в объеме 1100 км , проведенных ОАО «НК «Роснефть» в пределах Туапсинского прогиба. Они в первых публикациях (Митюков и др., 2010) подтверждают представления многих исследователей о существовании фановой: системы глубоководной природы в низах и средней части Майкопа. Соглашение, подписанное ExxonMobil и «Роснефть» в начале 2011 года, предполагает совместное бурение 2 скважин в Туапсинском прогибе.

Вопросы геологии и перспективы нефтегазоности Туапсинского прогиба за последнее десятилетие активно обсуждаются в научном сообществе. Коллективами авторов различных производственных и научных организаций проводились обширные обобщающие и тематические работы по геологии восточно-черноморского региона (Мейснер и др., 2002; Никишин и др., 2007; Самойленко и др., 2005; Гайдук и др., 2008) Коллективом автором, трудящихся во ВГУП «Южморгеология» традиционно большое внимание уделяется вопросам тектоники черноморской впадины, геологической съемке дна моря (Мейснер, Туголесов, 2002; Андреев В.М., 2007). Большое внимание сейсмофациальным особенностям разреза Туапсинского прогиба и Вала Шатского уделяется в работах специалистов ОАО «Южморгео» (Сенин, Хортов, 2009). Попытки проведения секвенс-стратиграфического анализа были сде-

14

ланы специалистами компании Шлюмберже (Кавун, Штукерт, 2009). Специалистами французской «Total» комплексно изучался генерационный потенциал майкопской серии и региональные аспекты ее нефтегазоносности. Обобщением геолого-геофизической информации по восточно-черноморскому региону уделено внимание в работах и тезисах совещаний (Галушкин, 2007; Лавренова, Круглякова, 2010; Ершов, 2011).

Оценка ресурсов проводилась специалистами ГНЦ ФГУП «Южморгеология» (Мейснер и др., 2002); специалистами ООО «НПЭ» (Самойленко и др., 2005), До-линским И.Г. в 2007г.

Изучение «Майкопа суши» имеет большое значение при настоящей степени изученности «Майкопа морского». За последнее десятилетие необходимо отметить комплексные исследования Никифорова Б.М. в 2001 г., Шарафутдинова В.М. в 2003 г., коллективом специалистов ОАО «Краснодарнефтегеофизика» под руководством Мосякина А.Ю. и Автономовой Л.П., 2003.

Геохимические исследования. Прямые признаки нефтегазопродуктивности разреза в Сочи-Адлерской депрессии (Бобылев и др., 1979) были зафиксированы нефтепроявле-ниями в скважинах и обнажениях пород от титона до Майкопа в бассейнах рек Хоста, Агура, Мацеста и в нижнем течении р. Сочи. Начиная-с 70-х гг. XX в. в акватории Черного моря проводились геохимические исследования, ориентированные как на изучение экологических условий и региональных геохимических систем бассейна, так и на поиски углеводородного сырья. В период до 1990 года основное внимание при выполнении съемок уделялось районам шельфа, которые считались наиболее перспективными - СевероЗападному (ныне украинскому) и Керченско-Таманскому. Позже значительный объем региональных исследований, в основном в модификации донных съемок, был проведен и в глубоководной части бассейна. Большой объем исследований проведен по исследованию образцов (пиролиз Rock-Eval, масс-спектрометрия) мезозойско-кайнозойских пород обнажений черноморского побережья (68 образцов) (Баженова, 2006).

Прямые свидетельства нефтепродуктивности разреза центральной части Туапсин-ского прогиба были впервые получены в результате детализационных геохимических исследований в объеме 358 станций на лицензионном участке ЗАО «Черноморнефтегаз» (Дергунов и др., 2005; Сенин и др., 2007). По результатам исследований и анализа полученной информации оценен нефтегенерационный потенциал, степень метаморфизма, определен тип органического вещества коренных пород прогиба.

Обобщение результатов этих работ, выполненных Баженовой О.К., Лавреновой Е.А., Дергуновым Э.Н., Кругляковой Р.П., Берлиным Ю.М. и др. позволило получить ряд генерализованных геохимических характеристик разреза Туапсинского прогиба.

Геологические съемки на шельфе. Таманско-Прикавказский шельф и континентальный склон Черного моря, соответствующий Туапсинскому прогибу покрыт разномасштабной геологической съемкой, проводившейся на основе сочетания геофизических исследований (геоакустика, сонарные исследования и другие методы) и донного опробования (драгирование, грунтовые трубки, мелкое картировочное бурение, подводные водолазные маршруты и другие методы). Масштабы съемок изменялись от 1:10 ООО —1:25 ООО в бухтах и заливах до 1:100 ООО -1:200 000 и мельче — на открытых участках шельфа и континентальном склоне. Наряду со специальными геолого-съемочпыми работами они явились основой для подготовленной в ГНЦ Южморгеология серии листов геологической карты российской части акватории в масштабах 1:200 000 —1:1 000 000.

Литологический состав неоген-четвертичных отложений глубоководной Черноморской впадины изучен скважинами №№ 379, 380, 381, пробуренными за пределами участка работ по международному проекту с судна "Гломар Челленджер". Эти же отложения в пределах шельфа детально изучены многочисленными геолого-съемочными работами, включающими комплекс высокоразрешающей сейсморазведки, сонарной съёмки, бурения неглубоких скважин (до 70 м), донного пробоотбора и драгирования склонов, водолазного обследования обнажений, многофункционального лабораторного анализа образцов горных пород и донных грунтов.

По геолого-геофизической изученности акватория Туапсинского прогиба относится к региональной стадии геологоразведочных работ. По результатам геолого-геофизических исследований составлены общие представления о разрезе региона, основных структурных

I

элементах и соотношениях структурных планов по различным литолого-стратиграфическим комплексам.

1.2 Краткая физико-географическая и геоморфологическая характеристика акватории.

Географически район исследований (рис.1) расположен в северо-восточной части Черного моря, к югу от побережий Керченского (Украина) и Таманского (Россия) полуостровов. Основная его часть простирается вдоль Кавказского побережья Чёрного моря от

Физико-географическое положение Туапсинского рпогиба

Анапы до Сочи. Внутренняя граница проходит в 5-10 км от берега, удаления от побережий составляют 100-150 км, глубина моря в районе 50 - 2000 м и более.

Морфология побережий. Северо-восточный берег Черного моря, от Анапы до Сухуми - преимущественно высокий. Здесь к морю выходят отроги Главного Кавказского хребта, которые образуют крутые, часто отвесные обрывы. Местами чётко выражены морские террасы. Горы достигают наибольшей высоты у г. Сочи (до 3000 м). Далее на юго-восток они понижаются до 1000 м и удаляются от береговой черты в районе р. Кодо-ри.

Между устьем р. Кодори и г. Кобулети к морю выходит обширная аккумулятивная Колхидская низменность. Южнее устья р. Риони, вблизи берега моря расположено оз. Па-леостоми, бывшее ранее заливом моря. К югу от Кобулети берег снова становится гористым и в районе Батуми высота отдельных хребтов превышает 1500 м.

Шельфовая зона у Крымского и Кавказского побережий представляет собой абразионную поверхность, выработанную на мезозойских и кайнозойских складчатых толщах (рис.2). Её сглаженный рельеф местами осложнен подводными долинами, которые достраивают впадающие в море реки Бзыбь, Мзымта, Риони и некоторые другие большие и малые наземные долины.

Материковый склон имеет средние уклоны 5-8°, выполаживаясь на участках преобладания аккумулятивных процессов. Он расчленён подводными долинами и каньонами, вершины которых нередко связаны с шельфовыми долинами. Для некоторых участков склона характерны оползни, часто - сейсмогенного происхождения.

Дно глубоководной котловины в основном представлено плоской или слабо наклонённой к центру бассейна аккумулятивной равниной, на которой, судя по результатам промерных работ, отсутствуют или чрезвычайно редки выраженные положительные формы рельефа. Лишь местами, вблизи подножья континентального склона этой равнины возвышаются гряды или отдельные холмы, которые являются отражением складок в осадочном чехле.

Донные отложения прибрежной зоны представлены грубообломочными породами - галечниками, гравийниками и песками. По мере удаления от берега они сменяются мелкозернистыми песками и алевролитами. Для материкового склона и глубоководного ложа характерны пелитовые илы, карбонатность которых нарастает к центру моря. В юго-восточной части бассейна на глубинах около 2000 метров среди донных осадков обнаружены пески и алевриты, накопление которых связывается с выносами мутьевых потоков.

Физиографическая карта Российского сектора Черного моря

Симрад

Физиографическая карта Российского сектора Черного моря по материалам многолучевого эхолотирования ГНЦ "Южморгеология" 1997-2000 гг.

гора Нахимова

аньон Голубого потока

Ушакова долина Кумани хр. Андрусова

глубоководный конус выноса Дона-Кубани

долина Снежинского

хр. Лазарева

аньон Шахе

гора

гряда манганар

гряда Янтарь ^^ ^

гояда Головина--

гряда Шокальского

ьон Мзымты

Рис.2

1.3 Тектоника и геодинамика

Тектоническое районирование Восточно-Черноморского региона.

По материалам обобщений как в России, так и за рубежом издан ряд фундаментальных сводок, характеризующих региональную структуру Черноморской впадины (Рь пейь 1988; Туголесов и др., 1985; Никишин и др., 2007).

Рассматриваемый регион включает ряд крупных тектонических элементов:

- собственно Туапсинский прогиб, включая его юго-восточный, выходящий на сушу сегмент - Адлерскую депрессию;

- Северо-западный сегмент мегантиклинория Большого Кавказа;

- Западно-Кубанский прогиб;

- вал Шатского и расположенные на его юго-восточном продолжении крупные поднятия Гудаутской (Грузинской) глыбы, иногда объединяемые в единую систему Восточно-Черноморского поднятия;

- Керченско-Таманский поперечный прогиб, который рассматривается как составная часть Западно-Кавказского форланда (т.е. складчатого борта краевого прогиба, включенного в орогенную систему на неотектоническом этапе).

Туапсинский прогиб входит в состав северной ветви альпийского складчатого пояса Евразии (Геология СССР..., 1968).

Тектоническое районирование Черного моря проводится по рельефу его фундамента (Туголесов и др., 1985; Туголесов, 1993) (рис. 3).

Выделяется два основных бассейна с сильно утоненной континентальной и/или океанической корой: Западно-Черноморский и Восточно-Черноморский, разделенные вытянутым тектоническим блоком Андрусова-Архангельского с континентальной корой. Между Восточно-Черноморским бассейном и складчатой системой Большого Кавказа расположен вал Шатского - морское продолжение Грузинской глыбы (срединного массива), - фундамент которой выходит на поверхность в Дзирульском выступе. В Восточно-Черноморском регионе имеется три краевых олигоцен-неогеновых прогиба: Сорокина, Туапсинский и Гурийский. Прогиб Сорокина расположен к югу от Южно-Крымского оро-гена, Туапсинский бассейн - между орогеном Большого Кавказа и валом Шатского, Гурийский - к северу от зоны сочленения Понтид в Северной Турции и Аджаро-Триалетской складчатой зоной в Грузии.

Главным стволом продолжения орогена Большого Кавказа в Черном море является Анапский выступ, ограничивающий с севера Туапсинский бассейн. К северу от Анапского

20

Схема тектонического районирования Восточно-Черноморского региона (Для Черного моря цветом показаны глубины, близкие к фундаменту (синее-глубоко, красное-мелко); для суши цветом показана топография. Основано на карте А.Робинсона (Robinson, 1997)

Рис. 3

выступа выделяется Керченско-Таманский бассейн, являющийся сложно построенной зоной сочленения нескольких структурных областей: орогенов Большого Кавказа и Южного Крыма и краевых прогибов Сорокина и Индоло-Кубанского. На суше Восточно-Черноморский регион обрамлен тремя горно-складчатыми альпийскими сооружениями: Южно-Крымским, Большого Кавказа и Понтид-Малого Кавказа (рис. 3).

К северу от орогена Большого Кавказа и Горного Крыма выделяется Индоло-Кубанский краевой олигоцен-четвертичный прогиб, часть которого располагается в Азовском море, С позиций мобилизма Большой Кавказ рассматривается как фронтальная зона надвигания (обдукции) Скифской платформы на Черноморскую плиту (Вольвовский и др., 1996). При данной модели Западно-Кубанский и Терско-Каспийский прогибы являются тыльными, Туапсинский - передовым. Керченско-Таманский прогиб классифицирует-

ся как межпериклинальный и рассматривается как юго-западная ветвь Западно-Кубанского прогиба.

Тектоническое строение Туаисинского прогиба и смежных геоструктурных элементов

Кратко представим современное тектоническое строение Туапсинского прогиба и смежных элементов.

Северо-Западный Кавказ

Западный Кавказ составляет западную оконечность мегантиклинория Большого Кавказа, существенно отличающуюся по своей структуре и истории от Центрального Кавказа. Складчато-блоковое сооружение Западного Кавказа проявляется на поверхности в основном мезозойскими образованиями, и лишь периферические части его погребены под более молодыми отложениями.

Границей. Западного Кавказа и Западно-Кубанского прогиба, расположенного севернее, служит Ахтырская шовная зона. Южное крыло мегантиклинория в описываемом районе частично скрыто под водами Черного моря. Южная граница Западного Кавказа соответствует Кепшской шовной зоне, отделяющей в настоящее время складчатую область от Восточно-Черноморской впадины (рис. 4).

В структуре Западного Кавказа господствует продольная зональность общекавказского направления. В этом направлении вытянуты основные структурные зоны, ограниченные крупными разломами глубокого заложения и системами развившихся из них надвигов. Осевым элементом структуры является Гойтхский антиклинорий, ограниченный на севере Тугупсинским и Навагинским разломами, а на юге Бекишейским и Безепским надвигами. Севернее антиклинория и отграничиваясь от Западно-Кубанского передового прогиба Ахтырским разломом располагается Абино-Гунайская* зона сложного строения. Вдоль южного крыла Гойтхского антиклинория протягивается Новороссийский синкли-норий. Береговая линия Черного моря направлена к простиранию структурных форм под некоторым углом, в связи с чем южное ограничение Новороссийского синклинория наблюдается лишь в крайней юго-восточной части описываемой области.

Западный Кавказ с прилегающими прогибами (Западно-Кубанским и Туапсинским) имеет складчато-блоковый характер строения. Причем поперечная зональность, разделяющая складчатое сооружение на 7 ступеней (Гостагаевская, Гладковская, Неберджаев-

22

Структурно-тектоническая схема исследуемой акватории и смежных геоструктурных элементов.

Нсэорсряи

условные обозначения

| Населенные пунгты

Вьиоды на поверхность иайшпмкк отложений

4 те Конические элементы

\ \

1. Тектонические эпоивнты 1 П О р Ц Д г 8 І Теп і ои>гіейиие элементы 2 поена*в

А \

V Тектонические нарушение

I Д КпПІІІЛКЯЯ НПЯНЙЯ яоня

Поперечные разломы, ограничивающие гектоничеьеие стулени Се в.-Зап. Кавказе н смежны* прогибов

і_ Тектонические ступени

Границы Туапсинского прогиба

Таласса

структуре ицхм

Структура

ЮжыоДообская

Структура Севоро-Чорнолнфская

Рис. 4

екая, Северская, Псекупская, Пишшская, Лагонакская) (рис.4) проэцируется на окаймляющие прогибы. Зоны поперечных нарушений, разделяющие ступени, представляют собой сравнительно узкие (сотни - первые тысячи метров) полосы разрывов, флексур и складок антикавказского или субмеридионального простирания. Иногда в пределах таких полос разрывы располагаются кулисообразно. Такая зональность в дальнейшем играет определяющую роль при установлении связи в литологии олигоцен-миоценовых отложений в смежных структурах. Картирование продолжений, выделенных в сооружении Западного Кавказа ступеней в Туапсинском и Западно-Кубанском прогибах, - основная локальная задача, стоящая в рамках описания тектонического строения региона.

Южный борт увлечен в погружение Черноморской впадины, которое больше всего сказалось на Неберджаевской поперечном прогибе. Наоборот, наименее погруженным, выступающим на юге, является Гладковское поперечное поднятие. Западный Кавказ имеет в целом близкое к веерообразному, хотя и асимметричное строение, особенно западнее Афипского разлома. Наряду с доминирующей продольной складчатостью проявилась и поперечная, связанная с субмеридиональными разломами (сдвигами). В фундаменте поперечным тектоническим зонам соответствуют крупные крутопадающие разломы, в большинстве случаев имеющие характер сбросов; Туапсинский разлом выражен серией сдвигов.

Западным ограничением рассматриваемой части Кавказа служит Джигинский разлом, отделяющий эту область от Керченско-Таманской. Крайняя западная ступень Западного Кавказа, Гостагаевская, на востоке ограничена одноименным разломом, восточнее которого расположена Гладковская ступень. Последняя по Молдаванскому разрыву граничит с несколько более опущенной Неберджаевской ступенью. Далее после Геленджик-ского разлома расположены Северская и Псекупская ступени, разделенные Афипским разломом. Восточнее выделяется Туапсинский разлом, отделяющий от Псекупской ступени Пшишскую, а на востоке района обособляется Лагонакская ступень, ограниченная с запада Цицинским и с востока Курджипским разломами. Последний из них служит границей Центрального и Западного Кавказа. На южном склоне, где поперечная зональность выражена менее отчетливо, примерно ту же роль играет Кудепстинский разлом. Названные ступени последовательно опускаются к западу, за исключением Гладковской, которая приподнята относительно смежной с востока Неберджаевской, образуя поперечное поднятие.

Западно-Кубанский прогиб

Западно-Кубанский прогиб (ЗКП) ограничен с северо-востока Ейско-Борезанской зоной поднятий (граница между ними проходит по Бейсугскому лиману и примерно по долине р. Бейсуг) и с востока - Адыгейским выступом. Южную границу этого прогиба следует совместить с выходом на поверхность подошвы майкопской толщи, а на западе, на линии Темрюк-Анапа Западно-Кубанский прогиб осложняется наложенным Керченско-Таманским поперечным прогибом. В составе Западно-Кубанского прогиба довольно отчетливо намечается несколько продольных тектонических зон. Наиболее северная из них - это платформенное крыло прогиба или Тимашевская ступень, в пределах которой отложения среднего миоцена весьма плавно погружаются от отметок порядка 1700 м на севере до отметок порядка 3000 м и более на юге. Гравиметрическое поле в пределах Тимашевской ступени сохраняет еще вполне платформенный характер.

Платформенное крыло через структурный уступ переходит к югу в глубокую Сла-вянско-Рязанскую впадину (тектоническая схема, рис 4). К югу Славянско-Рязанская впадина довольно резко сменяется узким Курчанско-Мингрельским поднятием. Это поднятие наиболее отчетливо выражено на западе, где к нему принадлежат Марьянская, Анястасиевско-Троицкая и Курчанская антиклинали.

К югу от Курчанско-Мингрельского поднятия вырисовывается вторая депрессионная зона Западно-Кубанского прогиба - Адагумско-Афипская впадина. В ее наиболее глубокой части отложения среднего миоцена опущены на глубину более 3000 м, Адагумско-Афипская впадина относится к системе внутреннего, геосинклинального крыла передового прогиба. В течение юры и мела Адагумско-Афипская впадина представляла собой субплатформенный прогиб - продолжение Ахметовского.

Вдоль южного борта Западно-Кубанского прогиба протягивается узкая, но наиболее сложно построенная и практически весьма важная Крымско-Хадыженская зона. Эта зона состоит из двух отчетливо выраженных структурных этажей. Нижний этаж образуют отложения нижнего палеогена и мела, которые сложены в систему узких, опрокинутых к северу складок, составляющих неотъемлемую часть северного крыла мегантиклинория Большого Кавказа в области его севбро-западного погружения. Верхний структурный этаж начинается со среднего Майкопа и, за исключением крайнего западного участка, залегает довольно спокойно. Таким образом, в пределах данной зоны краевая полоса передового прогиба наложена на собственно геосинклинальную складчатую зону.

Западно-Кубанский прогиб, как и Западный Кавказ, имеет «сингенетичную» поперечную зональность, связанную с наличием поперечных поднятий (Северское и Гладковское) и соответственно разобщенных этими поднятиями отдельных овалов преимущественного прогибания.

Геологический разрез по линии составного регионального профиля 1-1 (по данным A.C. Николаевского)

ю

- j«

- о

- JW -

- -ftW -

- JAI -

- JKI -

■ ■Im ■

■ -12DC -

- -im --•im -

--1Ю1 -

- ■;»» -

- -.'äo -

■ -

- -IMi -

-■jow -

- -1ЯС -

- -1Ф0С -

-Ifta-

-■itai -

- '■•< -

--4&Í -

- -4400 ---1Ш --JütlO -

■im -

- IM- .ÍJUP-

- -im --UDO -

- -I0O0 -

- 4K0-

- -iÄW -

- -two- -ísw-

Hatto, к

Адату- m С^ееиро™ А™П™ Т------

С

spiun юр*

Геологические границы; умреиные

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Астахов, Сергей Михайлович

Заключение

Подводя итог всей работе, мы должны ответить на вопросы, «Достигнута ли конечная цель, заявленная перед началом исследования? Проведена ли количественная зонально-дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности углеводородных систем Туапсинского прогиба? Для осуществления такой оценки, создана ли комплексная геологическая модель с применением различных методик бассейнового анализа?» Двигаясь к достижению этой цели, последовательно решались поставленные задачи:

1) Изучено геологическое строение акватории на современном этапе;

2) Обоснованы методы исследований;

3) Проведено литологическое моделирование;

4) Проведено бассейновое моделирование и оценены ресурсы с использованием как методов, основанных на традиционных подходах, так и с применением геосинергетической методики.

Важнейшей задачей, на основании которой была достигнута цель работы, являлась оценка ресурсов по каждой отдельно взятой ловушке.

Каждая задача разбивалась на целый ряд подзадач - отправных точек для проведения последующих исследований. По объемным задачам (таким как литологическое и бассейновое моделирование) подзадачи группировались в логические блоки и этапы. При исследовании геологического строения акватории, в первую очередь было уделено внимание историографическому моменту.

История геологических исследований берет начало с конца 19 века. Применение аппаратурных методов изучения разделено на 4 этапа. Последним является применение сейсморазведки МОГТ в ЗД модификации в последнее пятилетие. Показана роль предшествующих исследований с тенденцией к интенсификации частных исследований как отдельных проблематик, так и обобщающих монографий за последние десять лет, благодаря интересу к участку Туапсинского прогиба со стороны крупнейших мировых нефтяных компаний (Роснефть, Газпром, Total, Eni, ExxonMobil).

Далее следует описание физико-географической характеристики района исследований. При изучении тектонической структуры Туапсинского прогиба дано современное состояние изученности тектоники, как в целом Восточно-Черноморского региона с прилегающим Кавказом и Западно-Кубанским прогибом, так и собственно Туапсинского прогиба. Констатируется невысокий уровень дифференциации тектонических элементов II порядка. Такая детализация впервые проведена автором на основании анализа структурных планов кровли и подошвы майкопского комплекса, в рамках одной из подзадач литологического моделирования. Здесь пока установлены коренные различия домайкопского структурного этажа и позднемайкопско-плиоценового. Геодинамическая история развития, основываясь на тектонике плит, также дана с разбивкой на эти два этапа. Она характеризуется сменой в Майкопе субдукционного режима на коллизионный. Важной частью изучения геологического строения акватории является установление литолого-стратиграфических характеристик слагающих Туапсинский прогиб пород. Описаны отложения Адлерской депрессии, находящейся на суше и являющейся центриклинальным замыканием прогиба.

При выборе методик исследования, как и при решении других задач, автор руководствовался установкой — охватить проблему прогноза нефтегазоносности целиком, используя как можно больше фактических данных. Задачей являлось сохранение системности методик получения нового знания о предмете исследования. Приоритет отдан количественному подходу для дальнейшего выявления или объяснения уже установленных качественных выводов. Среди комплексных методик изучения ОПБ на первых позициях стояли: Технология бассейнового моделирования с использованием специализированного программного обеспечения, Геосинергетический формализованный подход к бассейновому моделированию и Секвент-стратиграфический анализ. Это основные способы получения нового знания о Туаписинском прогибе.

Секвенс-стратиграфический анализ использовался как инструмент прогноза в Туапсинском прогибе определенных типов отложений, характерных для выявленных системных трактов. Он включал выводы по изучению образцов керна и естественных отложений, установленных палеогеографических обстановок, а также результатов сейсмофациального анализа, имеющихся в базе данных профилей. Прогнозирование в центральной части бассейна парасеквенций, связанных с глубоководной фановой системой с площадным (покровным) распространением турбидитных грубозернистых отложений кореллируется с выявленными на сейсмических разрезах высокоамплитудными пакетами отражений.

Бассейновое моделирование, как методика, является инструментом прогноза физических параметров среды, а также всех процессов, связанных с образованием скоплений углеводородов: генерацией, миграцией, аккумуляцией. При этом, оценивая ресурсы на основе бассейнового моделирования, произведен переход от понятий УВ-системы к понятию зоны нефтегазонакопления.

Геосинергетика изучает эволюцию углеводородных скоплений осадочного чехла земной коры, которые могут быть уподоблены диссипативным структурам. Для их изучения Резниковым А.Н. с 1976 года разрабатывается хронобаротермический метод, который является основным методом синергетики нефтегазоносных бассейнов. Он использует комплексные показатели (контролирующие, управляющие параметры): экспоненциальная геохронотерма (ЭГХТ, ех), экспоненциальный хронобарический градиент (ЭХБГ, s в), условный показатель динамокатагенеза (УПДК, D) и бифуркационный коэффициент (BF).

Основными результатами литологического моделирования являются разрезы псевдоскважин выделенных в пределах Туапсинского прогиба литолого-фацальных зон. Задача разбивалась на три блока:

1. Литолого-фациальная зональность Западно-Кубанского прогиба, как основа для соответствующей зональности в Туапсинском. Проведено детальное описание литолого-фациальных зон Западно-Кубанского прогиба. Построены эталонные разрезы зон.

2. Второй этап представлял собой выявление закономерностей между Западно-Кубанским и Туапсинским прогибами для установления трендов общности обстановок и режимов осадконакопления. Установлено, что тектонический режим отдельно взятых поперечных ступеней оказывал влияние на преобладание того или иного литотипа в литолого-фациалыюй зоне. Построенная детализированная схема тектонического строения Туапсинского прогиба является предпосылкой для установления его литолого-фациальной зональности. Также важнейшим источником информации по восстановлению условий образования отложений майкопской серии явился стадиальный и фациальный анализ образцов керна и обнажений участков Туапсинского прогиба, представленных на суше. Общность этих условий была сопоставлена с развитием аналогичных кондиций в Западно-Кубанском прогибе. Квинтэссенцией всего комплекса проведенных исследований данного блока явились построенные секвент-стратиграфический и хроностратиграфический профили. Несогласные напластования секвенций, присутствующие на профилях, послужили основанием для выделения различных парасеквенций системных трактов. Прогнутая часть характеризуется развитием отложений разных системных трактов, ввиду отсутствия продолжительных эрозионных периодов. Прогнозируется привязка определенных комплексов к конкретным стратиграфическим диапазонам. Так, парасеквенции нижнего системного тракта прогнозируется для позднего Олигоцена. Конденсированные разрезы, характерные для тракта высокого стояния моря, трансгрессивный системный тракт, а также окраинно-шельфовый тракт характерны для раннего миоцена. Адлерская депрессия - это дельтовые и авандельтовые образования трансгрессивного системного тракта и тракта высокого стояния моря.

3. Третий блок заключался в проведении результатов 1 блока через, так сказать, фильтр 2 блока. Были построены разрезы псевдо-скважин Туапсинского прогиба путем выделения на сейсмических разрезах пачек-коллекторов и пачек-неколлекторов, используя тесную корелляцию с эталонными разрезами литолого-фациальных зон Западно-Кубанского прогиба. Были выделены зоны: Адлерская, Сочинская, Новомихайловская, Геленджикская, Агойская, Новороссийская, Абрау, Барьерная - на Северном борту и Туапсинская, Южная - на южном борту. Результатами проведенного литологического моделирования для выделенных в пределах Туапсинского прогиба литолого-фациальных зон являются построенные разрезы псевдо-скважин по схеме коллектор-неколлектор. В основе методики интепретации лежит создание сети профилей, привязанных к колонкам, на которых коррелировались основные стратиграфические горизонты исследуемого разреза, выделялись пачки песчаников. После корреляции сейсмических разрезов Туапсинского прогиба и колонок Западно-Кубанского прогиба, происходила корректировка разрезов и построение псевдо-скважин в соответствии с картиной сейсмических профилей. В базу «псевдо-скважинных» данных вошли 16 скважин, выделенных в пределах 10 зон литолого-фациальных генетических зон кластической седиментации майкопского моря на южном склоне Кавказской орогенической системы.

Последняя важнейшая задача, заключавшаяся в проведении комплексных процедур Бассейнового моделирования, разбита на 6 этапов. В целом, источниками данных для блоков бассейнового моделирования (анализов геологических процессов, которые сопровождают эволюцию осадочного бассейна) являются результаты предшествующих исследований и результаты исследований, проведенных в ходе работы над диссертацией. Исходные данные в формализованном виде локализованы в паспортах псевдо-скважин. Результаты проведенного бассейнового моделирования структурированы по этапам (анализам), согласно происходящим в бассейне геологическим процессам.

Анализ уплотнения и давления. Осуществлена реконструкция истории погружения осадочного бассейна.

По результатам проведенного моделирования прогнозируется развитие АВПД. В зонах Агойская, Адлерская, Абрау АВПД отсутствует. Коэффициенты аномальности Ка=Рпл/Ргидр в среднем составляют 1,3. Наибольшие значения определены в зонах с наиболее мощными глинистыми интервалами (Туапсинской, Новомихайловской и Лазаревской) со значениями до 1,5-1,7. Пластовое же давление на глубине 8000 м для скв. ІЧоуотісЬ-1 достигает 135 МПа.

Процедура разуплотнения бассейна представляет собой восстановление пористостей пластов от начала его образования по настоящий момент. Общим выводом может служить небольшой разброс значений пористости (18-22%) в зависимости от глубин нахождения коллекторов, истории погружения, характера переслаивания разреза Пример: для песчаной пачки «lp-mkpl» погружение за последние 16 млн. лет с глубины 4000 м до 8000 м охарактеризовано изменением пористости на 0,7% (с 20 до 19,3%). Ясно, что особенности выделяются в хронологически наиболее приподнятых относительно других зонах: Адлерской и Абрау. Здесь пористость увеличивается до 30 процентов на глубинах до 1500 м. Характерно уменьшение пористости глин под коллекторскими слоями. Примечательно, что по результатам процедуры разуплотнения мощность майкопской серии для скв. Novomich-1 по состоянию на конец раннего миоцена составляла ок. 4000, тогда как на настоящий момент - 3420 м (14,5%).

Анализ теплового потока и термической эволюции. В результате проведенного теплового анализа установлено, что самыми прогретыми зонами являются Геленджикская и Новомихайловская. Максимальные современные температуры для подошвы нижнемайкопской толщи составляют для Новомихайловской подзоны 200-210 °С для глубин более 8000 м. Самыми непрогретыми зонами оказываются Адлерская депрессия со значениями на глубине ок. 1500м - 60 °С, и зона Абрау (65 °С на глубинах около 2000 м). Средние значения по зонам 100-140 °С, с тенденцией увеличения в наиболее погруженных зонах.

Анализ нефтегазоматеринских пород и состава генерируемого флюида. Согласно моделированию, органическое вещество пород кровли палеоцен-эоценовой толщи разрезов псевдоскважин Gelendzh-1 и Novomich-1 на максимальных глубинах 6800 и 8150 м, соответственно, достигло степени зрелости Ro=2,12 и 3,0% при современных температурах Т=195 и 230 °С, соответственно. По характеристикам степени созревания органического вещества этих осадков в скв. Gelendzh-1 и Novomich-1 в настоящее время относится к газогенерирующему, пройдя «окно генерации нефти» еще в олигоцене.

В пределы окна генерации жирного газа (1,30% < Ro < 2,00%) попадают породы той же майкопской толщи из глубинного интервала 6000 - 8000м в в скв. Gelendzh-1 и Novomich-1. Самые низы Майкопа Новомихайловской зоны относятся по степени ОС витринита к генерирующим сухой газ (2,0% < Ro < 4,0%). Скважина Adler-1, заложенная в сухопутном фрагменте Адлерской депрессии и скв. Abrau-1 характеризуются полностью незрелым майкопом. В остальных зонах низы Майкопа преимущественно попадают в «окно генерации основной нефти» (Ro=0,7-l,0%) (скв. Tuapse-1,2,3; Sochi-1,2,3; Novoross-1; Agoj-1), средний Майкоп в «окно генерации ранней нефти» (Ro=0,55-0,7%). Низы Майкопа скважин Uzhnaja-1,2; Barier-1 находятся в «окне генерации ранней нефти» (Ro=0,55-0,7%).

Верхний майкоп в основном является незрелым со значениями Ro < 0,5%, только в скв. Novomich-1, Gelendzh-1 и Lazar-1 находясь в «окне генерации ранней нефти».

Таким образом, уже начиная с анализа нефтегазоматеринских свойств разреза, в структуре выходных параметров отчетливо становится видна зональность более крупного порядка. Выделяется зона наибольшей прогретости и преобразованное™ OB, которая объединяет лито-фациальные зоны Новомихайловская, Лазаревская и Геленджикская в I

Туапсинском прогибе. Оконтуривается «центральная» группа максимально прогнутой части. Южная, Адлерская, Абрау и Барьерная, расположенные по периферии прогиба, являются группой с наихудшими показателями вышеназванных параметров («Пришельфовая» группа). Остальные зоны со скважинами группируются по признаку меньшей относительно первой группы прогретости и преобразованности органического вещества.

Таким образом, по зрелостным характеристикам породы майкопской свиты являются, в основном, нефтегенерирующими.

Анализ генерации. В разрезах хорошим генерационным потенциалом обладают нижнемайкопские, верхнеэоценовые отложения, среднемайкопские. Началом генерации в Центральной группе определена временная отметка Тген=26,6 млн. лет. Активная фаза начинается со скорости генерации Уген=4,3 мгУВ/гСорг*млн.лет, возрастая за 1,7 млн.лет до Уген=96,6 мгУВ/гСорг*млн.лет, и заканчивается на временной отметке 23.0 млн.лет (Уген=35,7 мгУВ/гСорг*млн.лет; С)ген(накопленный объем)=3,95Мт). Далее следует остаточная фаза до рубежа 16,1 млн. лет до нулевых отметок скорости, QreH достигает значений 4,65Мт.

Породы скважины Adler-1 (пришельфовая группа), практически не генерировали углеводородов из-за низкой преобразованности органического вещества на ранних стадиях катагенеза.

Для скважины Tuapse-2 (переходная группа), в целом характеризующей общие тенденции генерации для остальных зон, основная генерация в Майкопе начинается с плиоцена (5,2 млн. лет по настоящее время, QreH=4,8 Мт/км2).

Анализ миграции. Исключительным потенциалом эмиграции майкопской серии в пределах бассейна обладают зоны «центральной» группы. Выделяется Геленджикская зона (наиболее погруженная). Объемы эмиграции за первую интенсивную фазу составили Q3M=16.3 млн.т/км2 нижнемайкопской нефти. «Переходная» группа характеризуется средними показателями эмиграции. На примере Туапсинской зоны характерна ситуация скважины Tuapse-2. Весь миоцен (23.5 млн. лет) в нижнемайкопской толще идет первая слабая фаза эмиграции, со средними скоростями Vcp=0,06 млн.т/км2*млн.л. Накопленный объем эмигрировавшей нефти составляет Q3M=1,1 млн.т/км . С начала плиоцена и до плейстоцена скорости линейно возрастают до Vcp=0,63 млн.т/км2*млн.л. Общий накопленный объем эмигрировавшей нефти составляет Q3M=4,3 млн.т/км2.

Объемная оценка ресурсов. Среди остальных полученных результатов оценки ресурсов выделяется приуроченность более 40% всей массы аккумулированных УВ к 3 ловушкам (№№18, 19, 26). Это вызвано существованием в основную фазу эмиграции УВ

1 , из нижнемайкопских (23-16 млн. л.) и верхнеэоеценовых нефтегазоматеринских отложений (27-16 млн.л.), а также их размерами и наличием пород-коллекторов. Распределение объемов аккумулированных в ловушках УВ по фазам следующее: 28.4.23- 129.5 млн. т. УТ; 23.16.1 - 1235,17 млн. т. УТ; 16.1.5.2 - 185,71 млн. т. УТ; 5.2.0 - 476,974 млн. т. УТ Общий объем прогнозных ресурсов, согласно результатам объемной оценки ресурсов, представленной в табл. 39, составил 2 027 354 тыс. т УВ условного топлива. Причем основная часть (ок. 75%) принадлежит двум зонам Новомихайловской и Геленджикской. На Лазаревскую зону приходится ок. 16% от общей массы.

В распределении объемов накопленных ресурсов УВ по фазам миграции наблюдается следующее распределение. Основная масса аккумулированных УВ (61%) приходится на фазу эмиграции 23. 16.1. Также довольно большим удельным весом (23%) в структуре ресурсов занимает масса аккумулированных УВ в последнюю фазу 5.2.0. Это большинство ловушек Новомихайловской и Лазаревской зоны. В среднем их ресурсы составляют 30-40 млн.т

Рекомендуемыми ловушками для дальнейшего проведения ГРР и постановки детализационным работ, а также бурения параметрических и поисковых скважин являются следующие структуры. Ловушки 19 и 20 обладают наилучшими характеристиками основных четырех показателей УВ-системы: количество аккумулированных УВ, качество и мощность покрышек, качество и мощность коллекторов, временное соответствие.

Как альтернативный подход использовался геосииергетический метод оценки и моделирования ОПБ (Резников, 2007). Сопоставляя результаты, мы наблюдаем в них как схождения, так и расхождения. Общими выводами прогноза РТ-кондиций по отношению к данным бассейнового 'моделирования, проведенного в среде Petromod, являются некоторая завышенность прогнозных температур (6-10%), и заниженное давление (515%). Используя бифуркационную фазовую диаграмму, как и в случае анализа состава генерируемого флюида в среде Petromod, порядка 90% флюида залежей Туапсинского прогиба должно содержать нефть. Начальные суммарные ресурсы по результатам оценки геосинергетическим методом: QrH = 1515.14 млн.т. У.Т. Этот результат принят за 50% вероятность открытия ресурсов. При Qm = 909.1 млн.т. У.Т можно говорить о 90% вероятности , а при QrH = 2424.2 млн.т. У.Т — о 10% вероятности. В первом случае результаты объемной пофазной оценки заполненности ловушек составили QrH — 2027.35 млн.т. Очевидно, что объемы оцененных ресурсов двумя различными методами - одного порядка. Это говорит * о сходимости результатов и повышает достоверность прогнозируемых объемов углеводородов.

В целях верификации и сравнения приведем оценку ресурсов других авторов по Туапсинскому прогибу.

Оценка ООО «НПЭ» (Самойленко Ю.Н., 2005) - 2 880,1 млн. т у.т. (Кизвл=0.4, Объемно-статистический метод); Резников А.Н., 1999 — 900 млн. т. у.т. (Геосинергетический метод); ГНЦ ФГУГП Южморгеология (Л.Б. Мейснер, 2002) - 760 млн. т. у.т. при (Как =1%, Объемно-генетический метод); Долинский И.Г., 2007 - 300 млн.т. у.т (Кизвл=0.3, Метод удельных плотностей); Мейснер А.Л., 2010г. — 984 млн.т. у.т. (Объемно-генетический метод).

Видно, что результаты оценки, представленные в настоящей работе, несколько отличаются от остальных. Каждая такая оценка сильно зависит на данном этапе ГРР от входных «граничных условий», которые в каждом случае авторской оценки являются гипотетичными и не верифицированы по факту глубинными скважинными данными. В большинстве приведенных авторских оценках довольно пространно определены коэффициенты аккумуляции и эмиграции. Стоит отметить, что применяя подход пофазной эмиграции, привязанной к палинспастическим построениям, автором уточнены вышеназванные коэффициенты по каждой отдельной ловушке. Обоснованно утверждать, что подход к оценке запасов является более детальным, чем используемая повсеместно объемно-генетическая методика. Тем не менее, подход достаточно прост и не требует сложного математического аппарата для вычисления фильтрационных моделей ЗД-моделирования и соответствующих затрат на приобретение комплекса, а также обучения персонала. Подход позволяет осуществлять экспресс-оценку не только перспектив нефтегазоносности бассейна в целом, но и дифференцированно подойти к сравнительной оценке перспектив (либо их отсутствия) поднятий, а также неструктурных форм аккумуляции. Это позволяет существенно снизить затраты на обоснование ГРР и расчет экономики проектов, чтобы не вызывать удивление геологов, а также их работодателей, после «сухих» поисковых скважин на перспективных до бурения структурах.

Как уже было отмечено, помимо общенаучной значимости, решенные в диссертации задачи могут быть использованы в производственном процессе недропользователями, ведущими ГРР в Туапсинском прогибе. Компанией «Роснефть» вложены серьезные, по меркам региона, средства в целях, выяснения первоочередных структур для разбуривания, специалистами научно-технических и производственных подразделений компании обоснованы места заложения скважин. Тем не менее автор, широко используя возможности комплексного подхода бассейнового моделирования, предлагает следующие структуры, как первоочередные объекты: ловушки №№ 20 и 19.

Дальнейшая детализация и расширение прогнозного аппарата методик и подходов, объединяемых понятием «бассейнового моделирования» является одним из основных перспектив развития нефтяной геологии как предиктора направлений геологоразведочных работ на всех этапах.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Астахов, Сергей Михайлович, 2011 год

Список использованной литературы

1. Артюшков Е.В. Физическая тектоника. М.: Наука, 1993. 457 с.

I

I (

2. Астахов С.М., Хардиков А.Э. Модель формирования майкопских отложений Туапсиснкого прогиба в связи с прогнозом их коллекторских свойств // Осадочные формации юга России и связанные с ними полезные ископаемые. Материалы всероссийской научной конференции (г. Ростов-на-Дону, 14-18 марта 2011г.), проведенной при финансовой поддержке РФФИ, проект № 11-05-06-008. Ростов-на-Дону: Изд-во СКНЦ ВШ ЮФУ, 2011. С. 43-49.

3. Астахов С.М., Резников А.Н. «Особенности геологического строения, закономерности распространения, прогноз термобарических условий и фазового состояния углеводородов кайнозойских отложений Туапсинского прогиба» Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2010, №6 С. 15-27

4. Астахов С.М., Резников А.Н. «Сравнение результатов оценки ресурсов объемным и геосинергетическим методами в пределах Нелымской площади Тюменской области.» Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2009, №7 С. 10-15

5. Астахов С.М., Резников А.Н. Палеореконструкции, термобарические условия и прогноз фазового состояния кайнозойских отложений Туапсинского прогиба // Тезисы докладов XVIII международной школы морской геологии Том 6 (г. Москва, 16-20 ноября 2009г.) С. 5-9

6. Астахов С.М., Хардиков А.Э. Литолого-фациальные особенности и условия образования пород майкопской серии Сочи-Адлерской депрессии Туапсинского прогиба // Восьмая конференция «Молодежь XXI века - будущее российской науки» (г. Ростов-на-Дону, ЮФУ, 17-20 мая 2010г.)

7. Астахов С.М., Резников А.Н. Палеореконструкции, термобарические условия и прогноз фазового состояния кайнозойских отложений Туапсинского прогиба // Тезисы научной конференции «Губкинские чтения — 2009» (г. Москва, 22-24 ноября 2009г.)

8. Астахов С.М., Резников А.Н. Особенности геологического строения, закономерности распространения и прогноз геотермических условий кайнозойских отложений Туапсиснкого прогиба // Материалы международной научной конференции «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2009» (г. Геленджик, 20-25 мая 2009г.) С. 108-123

I ;

9. Астахов С.М. Хардиков А.Э. Литолого-фациальные особенности и условия образования пород майкопской серии Сочи-Адлерской депрессии. // Материалы международной научной конференции «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2010» (г. Геленджик, 5-12 июня 2010г.) С. 301-306

Ю.Астахов С.М., Хардиков А.Э., Литолого-фациальные особенности пород майкопской серии Туапсинского прогиба. «Геомодель — 2010». Тезисы 12-ой международной научно-практической конференции. Г. Геленджик, 13-17 сентября 2010 г.

11. Альмендингер O.A., Митюков A.B., Мясоедов Н.К., Никишин A.M. Современные процессы эрозии и седиментации в туапсинском прогибе (Черное море). «Геомодель - 2010» Тезисы 12-ой международной научно-практической конференции.

12. Андреев В.М. «Особенности стратиграфии глубоководных впадин на примере Туапсинского прогиба» Тез. докл. 7-й Международной конференции по проблеме нефтегазоносности Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2010-Геленджик : ГНЦ ФГУГП «Южморгеология». 56-58 с.

13. Андреев В.М. «Грязевые вулканы и нефтепроявления в Туапсинском прогибе и на валу Шатского». Доклады РАН, 2005, т. 402, №3.

Н.Андреев В.М., Шельтинг С.К. «К геоморфологии российского сектора Черного моря». Геология морей и океанов: Материалы XVII Международной научной конференции (Школы) по морской геологии. T.IV. -М.:2007. -308с. 6-8с.

15.Артеменко В.И., Корсаков О.Д., Смирнова JI.H. Детальные геотермические исследования на континентальном склоне западно-кавказского района Черного

моря // Изв. АН СССР. Физика Земли. №3. 1988. 92-97.

(

16. Архангельский А.Д., Страхов Н.М. Геологическое строение и история развития Черного моря. М-Л., Изв. АП СССР, 1938, с. 45, 200. j

17. Афанасенков А.П., Никишин A.M., Обухов А.Н. «Геологическое строение и углеводородный потенциал Восточно-Черноморского региона.» Москва: Научный Мир. 2007. 172 с.

18. Баженова O.K., Фадеева Н.П., Никишин A.M., Афанасенков А.П., Болотов С.Н., Лаврищев В.А. Геохимическая характеристика и нефтегазоматеринский потенциал мезозойских и кайнозойских отложений Восточного Причерноморья// Вестник Московского университета. Сер. 4, Геология. 2006. № 5. С. 44-51.

19. Балавадзе Б.К., Миндели П.Ш. Основные результаты изучения строения земной коры бассейнов Черного моря но геофизическим данным. - В сб.:Сейсмические исследования, N 6, М., Изд-во АН СССР, 1964.

20. Беляевский H.A., Михайлов А.Е. Строение и происхождение внадины Черного моря // Тектоника Средиземноморского нояса. - М.: Наука, 1980. - 10-21.

21. Бобылев В.В., Железняк В.Е., Шиманов Ю.В. и др. Геология и нефтегазоносность шельфов Черного и Азовского морей. М.: Недра, 1979. 184с.

22. Буланэюе Ю.Д., Муратов М.В., Субботин СИ., Балавадзе Б.К. Земная кора и эволюция Черноморского бассейна. М.: Наука. 1975. 358.

23. Буачидзе Г.И. Тепловое поле Черноморской впадины и вопросы ее происхождения // Геотектоника. №2. 1977. 85-92.

24. Болотов Н. Рапнемсловой магматизм Скифской платформы и его связь с формированием Черноморской котловины // Тектоника, геодинамика и процессы

магматизма и метаморфизма / Материалы XXXII Тектонического совещания. Т. 1. М., 1999. С. 90-92.

25. Волейшо В.О., Рыжов A.A. «Результаты детального сейсмического районирования территории Большого Сочи и Красной Поляны» Разведка и охрана недр, 6, 2008, 49-54 с.

26. Вольвовский Б.СЧ Москаленко В.М, Непрочнов Ю.П., Шлезингер А.Е. Геофизическая изученность / Строение эволюция земной коры и верхней мантии Черного моря. М.: Наука, 1989. С. 136-138

27. Высоцкий В.И., Кучерук Е.В. Современное состояние учения о нефтегазоносных бассейнах. 4.2 Основные типы нефтегазоносных бассейнов и особенности размещения в низ залежей нефти и газа // Итоги науки и техники. Месторождения горючих полезных ископаемых. Т.8. М.: ВИНИТИ, 1978. 331с.

28. Вернадский В.И. Размышления натуралиста. Научная мысль как планетное явление. Изд. «Наука», М., 1977.

29. Вигинский В.А. Новейшая тектоника и позднеальпийская геодинамика Азово-Черноморского региона. - М.: АОЗТ «Геоинформмарк». 1997. 85-88.

30. Гайдук В.В., Галактионов Н.М., Губарев М.В., Прошляков C.JL, Мясоедов Н.К., Митюков A.B. «Методика прогноза коллекторов Туапсинского прогиба (Черное море).» Нефтяное хозяйство. №6, 2008.

31. Галушкин Ю.И. «Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности» -М.:Научный мир, 2007. - 456 с.

32. Галушкин Ю.И. Температурные условия и положение зон генерации углеводородов в процессе развития осадочных бассейнов: описание метода и программы расчета / Жизнь земли. М.: Изд. МГУ, 1990 С. 102-108.

33. Гаркстенко И.А., Маловицкий Я.П., Непрочное Ю.П. Глубинное строение западной части Черного моря (по материалам ГСЗ). - Труды IX конгр. КБГА, 3. Будапешт. 1969 (Acta Geol. Acad, hung., 1971, P. 15)

34. Геологическая история Черного моря по результатам глубоководного бурения / Отв. ред. Ю.П. Непрочное. - М.: Наука, 1980. - 202, 212 с.

35. Геология и нефтегазоносность шельфов Черного и Азовского морей моря (колл. авторов под ред. Ю.Б. Казьмина) М., Недра, 1979, 184 с.

36. Геология СССР, IX Том. М, «Недра», 1968, 760с.

37. Геотермические исследования в Черноморской впадине / Савостин Л.А., Агапова Г.А., Александров A.A. и др. // Океанология. Т. 14. №2. 1974. 303-308.

38. Геофизические параметры литосферы южного сектора Альпийского орогена (колл. авторов под ред. Б.С. Вольвовского и В.И. Старостина). Киев, Наукова Думка, 1996,215 с.

39. Головинский В.И. «Тектоника северного обрамления Черноморской мегавпадины в связи с выявлением перспектив нефтегазоносности». М., ВНИГНИ, 1967.

40. Гольмшток А.Я., Золотарев В.Г. Глубинный тепловой поток Черноморской впадины //Докл. Ан СССР, т. 254. 1980. 956-959.

I

41. Гольмшток А.Я., Хахалев Е.М. Оценка возраста Черноморской впадины и ее эволюция // История океана Тетис. М.: Институт Океанологии им. П.П.Ширшова СССР. 1992. 116-138.153

42. Гончаров В.П., Непрочнов Ю.Н., Непрочнова А.Ф. Рельеф дна и глубинное строение Черноморской впадины. - М.: Наука. 1972. 5, 51-60,91,131-136.

43.Грабская В.Е. , Федотов М. Н., Сенин Б.В., Хортов A.B. Седиментационные ловушки УВ в разрезе кайнозойских отложений северо-восточной части черного

моря «Геомодель — 2009» Тезисы 11-ой международной научно-практической конференции.

44. Гроссгейм В.А. «Донные течения Кавказской части майкопского бассейна в связи с поисками литологически-экранированных залежей нефти» Сб. работ по геологии и геохимии горючих ископаемых. М.: МГУ, 1965 110-116с.

45. Дергунов Э.Н., Сенин Б.В., Грязнов H.H., Лавренова Е.А. Геологические предпосылки нефтегазоносности Туапсинского прогиба Черного моря по результатам новейших исследований ЗАО Черноморнефтегаз. Труды 7-й

46. Ершов A.B., Волож Ю.А. Реконструкция истории погружения осадочного бассейна / Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция. Ред. Леонов Ю.Г., ВОлож Ю.А, М.: Научный мир, 2004. С. 417-431

47. Кучерук Е.В., Клещев A.A., Корсунь В.В., Хобот М.Р. Поиски нефти и газа в зонах надвигов / Нефтегазовая геология и геофизика. М.: 1982

48. Марина М.М., Берлин Ю.М. «Прогноз распределения органического вещества в олигоцен-нижнемиоценовых отложениях северо-восточной части Черноморского региона» Геология.морей и океанов: Материалы XVII Международной научной конференции (Школы) по морской геологии. T.I. -М.:2007. -334с. 115-116с.

49. Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа СНГ. РАО 2005; СПб, 2005. с. 320-327.

50. Ермаков А.П. Глубинное строение Черноморской впадины по результатам новой интерпретации сейсмических данных : Дис. ... канд. геол.-минерал. наук : 25.00.10 Москва, 2005 182 с. РГБ ОД, 61:06-4/36

51. Золотарёв и др. Тепловое поле / Строение и эволюция земной коры и верхней мантии Черного моря. М.: Наука. 1989С. 90-95.

52. Кавун М.М., Штукерт O.B. Сейсмостратиграфия различных участков области сочленения туапсинской складчатой зоны и восточно-черноморской впадины. «Геомодель — 2009» Тезисы 11-ой международной научно-практической конференции. ^

1

53. Казьмин В.Г, Шрейдер A.A., Финетти К, Мелихов В.Р., Булычев A.A., Гилод ДА., Андреева О.И., Шрейдер Ал.Ан. Ранние стадии развития Черного моря посейсмическим данным // Геотектоника. 2000. X»!. 46-60.154

54. Клавдиева Н.В. «Тектоническое погружение предкавказских краевых прогибов в кайнозое» Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва. 2007. 263 с.

55. Кобзарь В.М. Геотермические исследования глубоководной впадины Черного моря // Комплексные гидрофизические и гидрохимические исследованияЧерного моря. Севастополь. 1980. 89-96.

56. Круглякова Р.П., Нечаева O.JL, Чаленко JI.A., Шевцова Н.Т., Прокопцева JI.B. Геохимическая характеристика нефтематеринских свойств мезо-кайнозойских пород Туапсинского прогиба Черного моря и сопредельной суши Предкавказья // Геодинамика и нефтегазоносные структуры Черноморско-Каспийского региона. IV Международная конференция «Крым-2002», Крым, Гурзуф, 9-14 сентября 2002. Тезисы докладов. Симферополь, 2002. С. 104-106.

57. Кутас Р.И. «Геотермические условия зон газовыделения и грязевого вулканизма в Черном море.»// Геология морей и океанов: Материалы XVII Международной научной конференции (Школы) по морской геологии. T.IV. -М.:2007. -308с. 108-110с.

58. Кучерук Е.В., Ушаков С.А., Тектоника плит и нефтегазоносность (геофизический анализ) / Физика земли. Т.8. М.: ВИНИТИ, 1985. 200с.

59. Лавренова Е.А. Новые данные геохимических исследований Туапсинского прогиба на нефть и газ. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. №2. с. 20-27.

60. Лисицын А.П. «Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах». М., Наука, 1988. 309 с.

V

61. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. Москва: Наука, 1987. 144с.

<

62. Лыгин И.В. Структура земной коры Черного моря но комплексу геофизических данных. Афтореф. дис. канд. геол.-мин. наук. 2005.

63. Любимова Е.А. Морские геотермические исследования и данные о тепловом потоке в бассейне Черного моря // Строение Черноморской впадины. М.: Наука. 1966. 88-93.

64. Мейснер А. Л. «Основные разломы вала шатского и их влияние на формирование структуры восточно-черноморского региона» Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, № 4, 2009, С. 14-19

65. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. «Туапсинский прогиб - впадина с автономной складчатостью» Геотектоника, 1988, № 5 с. 76-85.

66. Мейснер Л.Б., Туголесов Д.А. Основные результаты изучения осадочного выполнения глубоководной впадины Черного моря. Разведка и охрана недр, № 8, 2001, с. 23-26.

67. Митюков A.B., Мясоедов Н.К., Альмендингер O.A. «СЕДИМЕНТАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ ТУАПСИНСКОГО ПРОГИБА (ЧЕРНОЕ МОРЕ). «Геомодель - 2010» Тезисы 12-ой международной научно-практической конференции.

68. Никишин A.M. «Анализ осадочных бассейнов: обзор мирового опыта» Москва, 2006 г., 755 с.

69. Никишин A.M. Нефтяная геология восточно-черноморского региона. Тезисы докладов VII международной научно-практической конференции ГЕОМОДЕЛЬ-2005 11-17 сентября. Геленджик. 2005. 94..

70. Никишин A.M., Коротаев M.B. История формирования Черноморской впадины // Общие вопросы тектоники. Тектоника России: Матер. XXXIII Тектонического совещания. М.: ГЕОС, 2000. С.360-363.

71. Никишин A.M., Коротаев М.В., Болотов Н., Ершов A.B. Тектоническая история

Черноморского бассейна//Бюлл. МОИН. Отд. геол. 2001. N 3. 3-18.

i

72. Попович C.B. «Геологические предпосылки нефтегазоносности северо-восточной части Чёрного моря».// Геология нефти и газа, № б, 2000.

73. Попович C.B. «Вероятность открытия мегаскоплений нефти в карбонатных постройках Черного моря».// Тезисы докладов и материалы к юбилейной конференции, 1999, с. 172-174

74. Проблемы нефтегазоносности Краснодарского края. М., «Недра», 1973. 320с

75. Резников А.Н. «Геосинергетика нефти и газа.» Ростов-на-Дону. ЦВВР; 2008. 303 с.

76. Сенин Б.В., Хортов A.B. «Нефтегазоперспективные объекты северо-востока Черного моря». Oil and Gas Jornal Russia. I-II, 2009.

77. Сенин Б.В., Хортов A.B. «О выделении турбидитного комплекса в разрезе кайнозойских отложений северо-восточной части Черного моря как нового объекта для поисков нефти и газа» Геология морей и океанов: Материалы XVII Международной научной конференции (Школы) по морской геологии. T.I. -М.:2007. -334с. 134-136с.

78. Строение и эволюция земной коры и верхней мантии Черного моря. Под. ред. Белоусова В.В., Вольвовского Б.С. М. 1989. 6-15, 208.

79. Строение и эволюция земной коры Черного моря. Под. ред. Белоусова В.В., Вольвовского Б.С. М. Наука. 1992. 22-26, 208.

80. Субботин СИ. Причины, схема формирования и структура земной коры Черноморской впадины. - Докл. VII конгресса КБГА, част. VI. София, 1965(6). 159

81. Тагиев М.Ф., Зейналов Г.А. «Об исследовании генерационного потенциала пород и эффективности первичной миграции углеводородов из нефтематеринских отложений на основе данных пиролиза».// Геология, геофизика и разведка нефтяных и газовых месторождений. 02/2010.

82. Туголесов Д.А., Горшков A.C. Мейснер Л.Б. и др. «Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины». М., «Недра», 1985.

83. Ушаков С.А., Галушкин Ю.И. Геофизический анализ палеотектоники литосферы Земли / Физика Земли. Т.7. Литосфера Земли. Ч.З. М.: ВИНИТИ, 1979. 228с.

84. Чащкий В.П. О меловом вулканизме северо-западного шельфа Черного моря // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1984. Ш9. 24-30.

85. Шарафутдинов В.Ф. Геологическое строение и закономерности развития Майкопских отложений северо-восточного кавказа в связи с нефтегазоносностью. Диссертации на соискание учёной степени доктора геолого-минералогических наук. Москва, геологический факультет МГУ, 2003, 366 с.

86. Шимкус K.M., Маловицкий Я.П., Шумейко С.И. «Коренные породы со дна Черного моря.» — В кн.: Геолого-геофизические исследования Средиземного и Черного морей. Ин-т океанологии АН СССР, М., 1979, с. 26-44.

87. Шлезингер A.B. Структура осадочного чехла Черноморского бассейна // Нроблемы тектоники земной коры. М.: Наука, 1981. 237-262.

88. Яковлев Ф.Л. «Диагностика механизмов образования линейной складчатости по

количественным критериям ее морфологии (на примере Большого Кавказа)» ОИФЗ

РАН им. О.Ю.Шмидта, Москва, 1997; 75 с.

89. Яншин А.Л., Басенянц Ш.А., Пшипеико А.И., Шлезингер А.Е. Новые данные о времени образования глубоководной Черноморской внадины // Докл. АНСССР. 1980. Т. 252. №1.223-227.

90. BESUTIU L., Zugravescu D. «Geophysical considerations on the Black Sea opening and its seismo-tectonic consequences» XXVII EGS General Assembly, Nice, 2002. Rev. Roum. Geophysique, Bucharest, 48, 2004 p. 3-13

91. England W.A., 1993 Petroleum migration / Dore A.G. et al. Basin modelling: Advances and applications. Norwegian Petrol. Soc. NPF. Spec. Publ. 3. P. 54-55

92. England W. et al., 1987 The movement and entrapment of petroleum fluids in the subsurface. // Geol. Soc. London. V. 144. P. 165-180

93. Espitalie et al., 1988; Primary cracking pf kerogens. Experiments and modelling CI, C2-C5, C6-C15 classes ofhydrocarbons formed//Org. Geochemistry. V.13. №4-6. P. 893-899

94. Finetti I., Bricchi G., Del Ben A., Pipan M., Xuan Z., 1988. Geophysical study of the Black Sea // Bolletino di Geofísica Teórica ed Applacata. V. XXX. № 117-118. p. 197322

95. Huismans R.S., Podladchikov Yu.Y., Cloetingh S., 2001 Transition from passive to active rifting: Relative importance of astenospheric doming and passive extension of the lithosphere // J/ Geophys. Res. V.106. №B6. P. 11271-11291

96. Hunt I., 1996 Petroleum feochemistry and geology. New York, 742 p.

97. Haq B.U., Hardenbol J., Vail P.R., 1988 "Mesozoic and Cenozoic chronotsratygraphy and cycles of sea level change" In Wilgus C.K., Hastings, B.S., Posamentier H., van Wagoner J., Ross C.A., Kendall C.G.S.C."Sea level Changes: An integrated approach" SEPM Spec. Publ., 42,71-108p.

98. Lewan M.D. et al., 1995; Feasibility study of material-balance assessment of petroleum from the new Albany shale of the Illinois basin // U.S. Geological Survey Bulletin. №2137. P. 1-31

99. McKenzie D.P., 1978; Some remarks on the development of sedimentary basins // Earth Planet/ Science letters. V.40. p. 25-32

100. Mckenzie A.S., Quigley T.M., 1988 Principles of geochemical prospect appraisal // AAPG Bull. V.72.4. P. 399-415

101. Peters K.E., Walters C.C., Mankiewicz P.J., 2006 Evolution of kinetic uncertainty in

i

numeric models of petroleum generation // AAPG Bull. V.90. №3. P. 387-403

i

102. Robinson A., Spadini G., Cloetingh S., Rudat J., 1995. Stratigraphie evolution of the Black Sea: inferences from basin modeling // Marine and Petroleum Geology. V.12. #8. P. 219-232

103. Starostenko V. et al. "Topography of the crust-mantle boundary beneath the Black Sea Basin", Tectonophysics 381, 2004, p. 211-233

104. Shillington D. et al."Cenozoic evolution of the eastern Black Sea: A test of depth-dependent stretching models" Earth and plenatary Science Letters, 265, 2008, p. 360-378

105. Tissot B.P., Epitalie J., 1975 L'évolution thermique de la matiere organique des sediments: application d'une simulation mathématique // Revue de VInstitut Français du Petrole. V. 3. P. 743-777.

106. Tissot B.P., Ungerer Ph., 1990 Advances in organic geochemistry, a narrow part between fundamental interest and industrial need // Organic geochemistry. V.16. №1-3. p. 25-65

107. Ungerer Ph., 1993 Modeling of petroleum generation and migration / M.L. Bordenave. Applied petroleum geochemistry. Paris Technip, p. 397-442

108. Waples D.W., 1985 Geochemistry in Petroleum exploration. N-Y, 456 p.

109. Welte D.H., Horsfield B., Baker D.R., 1997. Petroleum and Basin Evolution. Springer-Verlag, 536 p.

110. Ziegler P.A., 1996 Hydrocarbon habitat in rifted basins / Roure F., Ellouz N., Shein