Південноукраїнський нафтогазоносний регіон

Що ж до перспектив нафтогазоносності шельфу Чорного та Азовського морів то основними нафтогазоперспективними зонами Азово-Чорноморського регіону є північно-західний (40,3% від сумарних ресурсів), прикерченський (16,9%) і азовський (21,9%) шельфи. Підвищений інтерес представляють континентальний схил та Чорноморська глибоководна западина (20,9%). На даний час тут уже відкрито 42 родовища, з них 10 нафтових, 7 газоконденсатних і 25 газових.

Так за оцінками провідних спеціалістів початкові сумарні ресурси видобувних ресурсів українського сектору Прикерченського шельфу Чорного моря становить 448,2 млн. т у.п.. За глибинами моря нерозвідані видобувні ресурси нафти розподіляються наступним чином: до 50 м – 281 млн т, 50-100 м – 61,1 млн т, 100-200 м – 22,6 млн т, вільного газу відповідно 9,9 млрд. м³, 130,0 млрд. м³, 54,4 млрд. м³, конденсату 4,0 млн т, 5,5 млн т і 2,0 млн т, розчиненого газу – 18,4 млрд.м³, 29,6 млрд.м³, 15,0 млрд. м³.

Відповідно за глибинами залягання стратиграфічних комплексів нерозвідані видобувні ресурси нафти розподіляються наступним чином: до 1000м – 7,6 млн т, від 1000 до 3000 м – 91,0 млн т, 3000-4000 м – 13,2 млн т. На глибинах більше 4 км нафта не передбачається.

Ресурси вільного газу розподіляються розподіляються натупним чином: до 2000м – 72,7 млрд.м³, від 2000 до 3000м – 113,1 млрд.м³, 3000-5000 м – 39,9 млрд.м³, 5000-7000м – 49,6 млрд.м³. Розподіл конденсату: до глибини 2000м – 3,0 млн т, від 2000 до 4000 м – 1,8 млн т, 4000-5000 м – 6,1млн т, 5000-7000 м – 0,6 млн т.

Нерозвіданих видобувних ресурсів розчиненого газу в інтервалі глибин залягання до 1000м міститься 2,95 млрд. м³, 1000-2000 м – 23,3 млрд. м³, 2000-3000 м – 14,4 млрд. м³, 3000-4000м – 5,45 млрд. м³.

Перспективна на нафту і газ площа в районі о. Зміїний у межах зони економічних інтересів України становить близько 14 тис.м². Тут в крейдяних і палеогенових відкладах сейсморозвідкою виявлено близько 50 локальних піднять, із яких 14 мають площу понад 20 км². У тектонічному плані цей район відноситься до Кілійсько-Зміїного підняття на південному борті Переддобрудзького прогину, вала Губкіна та Крайового уступу.

Початкові сумарні видобувні ресурси даної акваторії становлять близько 200 млн.т у.п. при їх щільності від 4,2 (вал Губкіна) до 10 тис. м² у.п./км² (Крайовий уступ і частина Переддобрудзького прогину).

Перспективи нафтогазовидобутку на великих глибинах

Освоєння великих (понад 4,5-5 км) є одним із важливих напрямків нарощення потенційних ресурсів та запасів нафти і газу, оскільки запаси вуглеводнів на малих і середніх глибинах у багатьох регіонах значною мірою вичерпані. На території України основні перспективи відкриття покладів нафти і газу на великих глибинах сьогодні пов’язуються з Передкарпатським прогином і з Дніпровсько-Донецькою западиною.

На території Українського Передкарпаття пошуки глибокозанурених покладів вуглеводнів почалися з буріння свердловин 1-Луги (глибина 6266 м) і 1-Шевченково (7524 м). Під час буріння останньої в інтервалі тріщинуватих пісковиків (7014-7022 м, пластовий тиск близько 120 МПа, температура –170 ^оС) нижньої крейди мали місце інтенсивні нафтогазопрояви. У шліфах порід з даного інтервалу спостерігаються порові та тріщинно-кавернозно-порові колектори, у тріщинах і кавернах яких знаходились нафта або бітуми. Особливої уваги заслуговують горизонти тріщинуватих пісковиків в інтервалах 7420-7380, 7360-7320, 7070-6945, 5960-5900, 5630-5550 м, відкрита пористість яких змінювалася від 5-7 % до 11-13 %, нафтонасиченість – близько 60 %.

На наявність рідких вуглеводнів у глибокозанурених горизонтах (5-8 км) Передкарпатського прогину вказує і відсутність закономірних змін геохімічних показників нафти залежно від глибини її залягання, в тому числі включаючи нафту з глибини 7014 м із св. 1-Шевченково. Це дало підставу зробити висновок про наявність нижче цих глибин нафтогазових і газоконденсатних вуглеводневих сумішей з густиною рідкої фази 800-810 кг/м³.

Наявність нафти перехідного стану в інтервалі глибин 1000-3000 м з високим газовмістом (470-485 м³/м³) зумовлена міграцією вуглеводневих систем з глибокозанурених горизонтів прогину. Фізико-хімічні властивості і вуглеводневий склад високопарафінистої нафти багатьох родовищ Передкарпаття (Гвізд, Пнів, Долина, Північна Долина, Струтин, Борислав та ін.) вказують на ознаки в них «первинних» газоконденсатів, які утворились у жорстких термобаричних умовах глибокозанурених зон.

В ДДЗ із виявлених більш чим 245 родовищ нафти і газу, промислова нафтоносність встановлена до глибини 5100 м (Карайкозівське родовище), газоносність – до 6300 м (Перевозівське родовище). Родовища із скупченнями вуглеводнів на глибинах понад 5000 м зосереджені в основних нафтогазоносних районах западини, що приурочені до центральної приосьової і крайових зон грабену.