Новини
Нафтогазовий потенціал Чорного моря: реальність і перспективи буріння унікальної надглибокої свердловини на острові Зміїному

«Черне море залишається єдиним недоторканим місцем у світі. У нього феноменально величезний потенціал». Джин ван Дайк (Gene Van Dyke), президент Vanco Energy Co.

к

Перша пошукова свердловина в Чорному морі була пробурена на піднятті Голіцина в 1975 р., майже одночасно з початком буріння в Північному морі. З тих пір Північне море пройшло весь шлях впритул до природнього згасання нафтогазодобутку, а у відношенні Чорного моря до сих пір немає однозначної відповіді на питання - чи дійсно в його межах існують прогнозовані величезні запаси вуглеводнів?

По суті це питання не відрізняється від відомого афоризму: «Чи є життя на Марсі?»

Відповідь на це питання може дати лише буріння надглибоких свердловин на шельфі та на глибинах моря, які перевищують 2000 м.

До анексії Росією Кримської автономії в 2014 р., Україна досягла певних успіхів по збільшенню добутку газу на мілководному північно-західному шельфі. В 2013 році він виріс до 1,65 млрд. куб. м. В 2015 році добуток був повинен досягти 3 млрд. куб. м. за рахунок завершення облаштування Одеського и Безіменного родовищ з ресурсними запасами не менш ніж 35 млрд. м3 природного газу. На балансі ПАО «Чорноморнафтогаз» на той час знаходилось 17 родовищ, з яких 11 газових, 4 газоконденсатних и 2 нафтових. Сумарні запаси цих родовищ становили: по природному газу – 58,56 млрд куб м, по газовому конденсату – 1231 тис. тон, по нафті – 2530 тис. тон. 

Після анексії Криму РФ Україна втратила можливість добутку вуглеводнів на низці родовищ (Безіменному, Одеському, Архангельському, Штормовому, Шмідта), а також продовження пошуково-розвідувальних робіт на других перспективних ділянках (Західно-Голіцинська, Кулісна та падеорусло Дніпра.).

Грузія, Росія, Туреччина, Болгарія и Румунія в останнє десятиріччя активно включились в гонку геологорозвідувальних робіт на нафту і газ в межах своїх економічних акваторій Чорного моря. На жаль, в силу відомих політичних чинників, Україна подібними дослідженнями похвалитися не може.

Флагманом глибоководної розвідки Чорного моря безперечно є Туреччина. Починаючи з 2006р. в глибоководній економічній зоні Туреччина пробурила вісім пошуково-розвпідувальних свердловин, котрі виявилися “сухими”.

Однак на мілководному шельфі Турецька національна нафтова компанія виявила 13 перспективних газових структур.

Суттєво у вивченні свого шельфу просунулась Румунія. З другої половини 2000-х років на румунському шельфі було відкрито декілька родовищ - нафтогазове Дельта-4, нафтогазоконденсатне - Східний Лебідь і нафтогазові – Західний Лебідь і Пескарус, за рахунок яких річний нафтодобуток збільшився на 7 млн. тон.

Незважаючи на скептицизм, проявлений до буріння першої глибоководної свердловини Доміно-1 в румунському секторі Чорного моря (Блок Нептун, глибина моря – 930 м.), в 2011 р. було відкрито родовище з попередніми запасами 42-84 млрд. м3 газу.

В Болгарії виявлено два газових родовища - Галата (2,5 млрд куб. м) і Каліакра

Відкриття після турецького провалу в румунському секторі Чорного моря родовища Доміно-1 дало поштовх до початку реальних робіт на блоці Хан Аспарух в Болгарії, Скіфській площі і Фороської ділянки в Україні, на північно-чорноморській ділянці Росії і продовженню робіт на глибокій воді Туреччини.

Грузія заявила про відкриття трьох перспективних ділянок, потенціал яких був оцінений від 70 млн. до 1,3 млрд. барелів нафти. Однак, реального підтвердження цьому поки немає.

bd7a4bc-black-sea-nasa-690

Теза І

Всі експлуатовані родовища Чорного моря знаходяться на мілководному шельфі,  а перспективні нафтогазові структури очікуються в глибоководній частини акваторії

Протягом 2010-2013 рр. в економічних зонах Туреччини, Болгарії та Румунії Чорного моря відомими фірмами (British Petroleum, ExoonMobil, Chevron, Petrobras, Sterling Resources, OMV Petrom и Petro Ventures) пробурено 11 пошукових свердловин за допомогою сучасних мобільних морських бурових платформ п’ятого покоління (Leiv Eiriksson, GSP Jupiter) и плавучим буровим судном шостого покоління (Deepwater Champion). Таблиця яскраво свідчить про від’ємний результат надзвичайно дорогих свердловин. Наприклад, свердловина Сюрмене-1 коштувала 4 млрд. доларів США (офіційна інформація генерального директора Турецької державної компанії TPAO Мехмета Уйсала).

Наразі на глибинах моря перевищуючих 500м пробурена 21 свердловина: Румунія – 10, Туреччина– 8, Болгарія – 2 і Росія – 1. В Українському і Грузинському глибоководних сегментах до сих пір не була пробурена ні одна свердловина.

В грудні 2017 року почалось буріння «Роснефтью» спільно з італьянською компанією «Eni» першої надглибоководної розвідувальної сверддовини «Марія-1» в російському секторі Чорного моря на валу Шатського

Буріння пошуково-оціночної свердловини «Марія-1» проводилось буровою платформою «Scarabeo-9», котра належить компанії «Saipem».

При глибині моря 2125 м. і планової глибині 6126 м., буріння свердловини було зупинене в березні  2018 г. на глибині 5260 м.

Приводом для зупинення робіт Італьською компанією «Eni» були заявлені антиросійські санкції.

В результаті буріння був виявлений карбонатний тріщинуватий колектор потужністю більш ніж 300 метрів, котрий, як стверджується в прес-релізі «Роснефти», з високою вірогідністю вміщає вуглеводні.

Відкриття низки гігантських надглибоких нафтових скупчень на глибинах, перевищуючих 10 км, підтверджують можливість існування родовищ вуглеводнів на значних глибинах.

Виконаний А.Ю. Лукіним аналіз геолого-геофізичних і геохімічних данних по різним  нафтогазоносним басейнам світу свідчить, «що головним фактором формування нафтових і газових родовищ  не є давні геологічно тривалі катагенетичні процеси «крапельної» первинної міграції при тектонічному занурюванню збагачених біогенною органікою осадових товщ, а глибинна дегазація Землі» [Лукин, 2015, с. 17].

Розташування родовищ вуглеводнів Чорного моря безпосередньо пов'язано з основними каналами, які являють собою диз'юнктивні вузли – зони пересічення глибинних розломів, активованих в різні епохи геологічної історії. Потужне накопичення в цих вузлах вуглеводнів, поряд з інтенсивним газовим розвантаженням дна, важко задовільно пояснити без залучення глибинної складової.

Міжнародна науково-практична конференція «Вуглеводневий мінерально-сировинний потенціал кристалічного фундаменту»  Георесурсы, 2019. Т. 21. № 4.

Обґрунтовано комплекс основних критеріїв нафтогазоносності кристалічного фундаменту: геодинамічний, тектонічний, флюїдодинамічний, структурно-геоморфологічний та петрографічний, який дозволить цілеспрямовано використовувати його для оцінки и прогнозування перспективних структур в породах фундаменту.

Олексій Ємильович Конторович на конференцію не зміг приїхати, але назва його доповіді була красномовною:

 «Залежи нефти в кристаллическом фундаменте и их генезис. Больше молчать не могу».

В північно-західній акваторії Чорного моря петрофізичним термобарічним моделюванням за 25 и 26 профілями ГСЗ на глибині 6-12 км встановлена зона низьких швидкостей (ЗНШ), природа якої ми пов’язуємо з розущільненими породами високої тріщинуватості, котрі можуть бути перспективними на вуглеводні.

Термобаричні умови ЗНШ на глибинах 4÷12 км - Р=1÷3 кбар, Т=150÷250˚С дають можливість віднести її до термобаричної області розущільнення мінеральної речовини, яка може виступати у якості колектору вуглеводнів глибинного походження.

Для одного з грязьових вулканів Чорного моря був виявлений канал дегазації, корні якого розміщені нижче поверхні Мохо (21 км від поверхні дна).

Можна припустити, що потужний газофлюїдний потік із мантії, як би ослаблює при своєму проходженні всю осадову товщу і сприяє виникненню діапирових структур в майкопських відкладах.

Другими словами, не діапири в майкопських глинах створюють грязьові вулкани, а, навпаки, газофлюїдний локалізований потік сприяє їх виникненню.

Про це свідчить наявність позитивних  структур на протязі всього шляху газофлюїдного потоку  крізь всю різновікову осадову товщу.

[Шнюков, Коболев, 2017].

Структурно-тектонические и флюидно-динамические аспекты глубинной дегазации мегавпадины Чёрного моря.

—  Залучення механізму плюм-тектонічної глибинної дегазації дозволило з нових позицій оцінити роль геодинамічних факторів, пов'язаних як з еволюцією Чорноморської мегазападини, так і з генезисом вуглеводнів.

—  V. Kobolev. (2017). Mining of Mineral Deposits, 11(1), 31-49

o_1dsn6kcf5pjo1slukfbadj1kck3u

Взаємодія потужного висхідного вуглеводневого потоку з різними структурами осадового чохла і фундаменту зумовило формування безлічі родовищ вуглеводнів. Таким чином, мегазападина Чорного моря - один з найскладніших в світі тектоно-геодинамічних вузлів з потужним висхідним вуглеводневим потоком, зумовленим впровадженням мантійного плюму.

В межах Чорноморської мегазападини основні перспективи відкриття крупних родовищ пов`язані і з глибинними розломами, розущільненими породами фундаменту (а також проміжного комплексу); біокарбонатними побудовами різновікових мезозойських і кайнозойських рифогенно-карбонатних комплексів та гетерогенними резервуарами (пастками), зумовленими їх парагенетичними сполученнями.

Існування певних аналогій в геодинаміці, тектоніці та нафтогазоносності різних сегментів Чорного моря з в`єтнамським шельфом, де відкриті відомі родовища Білий Тигр, Дракон та інші в гранітних виступах фундаменту поряд з загальновідомими даними про особливості газового режиму (безпрецедентна газовіддача морського дна, величезні скупчення метану в газогідратах та у водорозчинному стані) дозволяють високо оцінити його вуглеводневий потенціал і перспективи пошуків значних за запасами родовищ вуглеводнів.

Хотів би використати майданчик конференції для оприлюднення серед високопрофесійних фахівців деяких міркувань стосовно обґрунтування буріння надглибокої свердловини на о-ві Зміїному. Остання, поряд з вирішення фундаментальних проблем геологічної будови зони зчленування Східно-Європейської платформи і Скіфської плити та вирішення актуальних питань вуглеводневого потенціалу кристалічного фундаменту, буде мати, на мій погляд, самостійне промислове значення.

Потужні прояви грязьовулканічних процесів та формування газогідратних скупчень являє собою результат струменевої міграції мантійних флюїдів в розущільнені зони кристалічного фундаменту та осадів у межах Західно-Чорноморської западини.

Острів Зміїний розташований в північно-західній частині Чорного моря на відстані 20 миль від гирла річки Дунай і 80 миль від Одеси.. Острів, загальною площа острова - 20,5 гектара має хрестоподібну форму, а відстань між крайніми точками - 615 і 560 метрів з найвищою точкою над   рівнем моря - 41,3м.

Островом в різні часи володіли Римська, Російська та Османська імперії, а також Румунія. Перемога в XVIII столітті російської над турецькою військово-морської ескадрою в Чорному морі ознаменувала кінець контролю турків над островом. Фактично з того часу можна говорити про російське володінні островом, на якому в 1842 році Росія побудувала маяк. Однак через 15 років в результаті Кримської війни острів знову переходить до Туреччини, а потім за згодою Росії був переданий Румунії, під володінням якої перебував до висадки на ньому радянського десанту в 1944 році. Після Паризької конференції (1946 р.), острів Зміїний остаточно перейшов до складу СРСР. Але з розпадом СРСР Румунія висунула Україні претензії щодо порушення своїх прав стосовно Зміїного. Причиною цьому стали виявлені на той час на шельфі біля острова Зміїний родовища вуглеводнів.

D4Vwt7xWAAEm9yS

Як результат 3 лютого 2009 року в результаті вердикту Міжнародного суду ООН в Гаазі Румунія отримала 79,34% спірних територій шельфу з величезними запасами нафти і газу, а Україна задовольнилася визнанням Зміїного островом, а не скелею. Сьогодні острів Зміїний є часткою території суверенної України.

На початку 70–х років минулого століття в Україні було освоєно буріння глибоких (до 4,5 тисяч метрів) та надглибоких свердловин глибиною 6.5 та 7 тисяч метрів (свердловини №1 – Луги та №1 – Синьовидне). Найглибша на той час в Європі свердловина №1 – Шевченкова досягла в листопаді 1975 року глибини 7522 метри.

На північно-західному шельфі Чорного моря відкрито  вісім (шість газових і два газоконденсатних) родовищ. Незважаючи на тривалий період проведення геологорозвідувальних досліджень, через низьку розбуренність і незначну глибинність буріння (максимальна глибина 4638 м. скв.3-Голіцина), залишаються актуальними завдання деталізації геологічної будови; прогнозування розповсюдження розущільнених геодинамічних зон и пов'язаних з ними порід з покращеними колекторськими властивостями.

На початку 80–х років минулого століття було завершено буріння на той час найбільш глибокої (12262 м)  Кольської свердловини СГ-3.

Пізніше була пробурена надглибока Криворізька свердловина в Україні.

Острів Зміїний входить до складу Кілійсько-Зміїного підняття, який  складений потужним комплексом палеозойських відкладів, характерних для Переддобрудзького прогину.

Обґрунтовані геологічні та геофізичні передумови формування у палеозойських відкладах крупного нафтогазового родовища.

З використанням частотно-резонансної обробки фотознімка о-ва Зміїний Якімчук М.А. та Корчагін І.М. (Геоінформатика, 2019, №2) зафіксували відклики резонансних частот вуглеводнів на наступних інтервалах глибин: 1) 885-940; 2) 1265-1330; 3) 2140-2270; 4) 2940-2990; 5) 3450-3500; 6) 3590-3660; 7) 3800-3860; 8) 4530-4610.

У номері
 
Інформери
oilgasukraine@gmail.com
ТОВ "Ньюфолк нафтогазовий консультаційний центр"
При копіюванні матеріалів з сайту посилання обов'язкове.
Всі права захищені © 2021