Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море

За останні три роки в Турецькій, Болгарській і Румунській ексклюзивних економічних зонах Чорного моря пробурено 10 пошукових свердловин на шельфі, в перехідній зоні й глибоководній западині, 10 з яких визнані безперспективними. Для оцінки потенціалу свердловини Доміно-1 (Румунія) потрібно витратити...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2014
Автори:	Русаков, О.М., Кутас, Р.И.
Формат:	Стаття
Мова:	Russian
Опубліковано:	Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України 2014
Назва видання:	Геофизический журнал
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/100340
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море / О.М. Русаков, Р.И. Кутас // Геофизический журнал. — 2014. — Т. 36, № 2. — С. 3-17. — Бібліогр.: 54 назв. — рос..

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-100340
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-1003402016-05-20T03:03:30Z Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море Русаков, О.М. Кутас, Р.И. За останні три роки в Турецькій, Болгарській і Румунській ексклюзивних економічних зонах Чорного моря пробурено 10 пошукових свердловин на шельфі, в перехідній зоні й глибоководній западині, 10 з яких визнані безперспективними. Для оцінки потенціалу свердловини Доміно-1 (Румунія) потрібно витратити декілька мільярдів доларів США протягом 5—6 років. Показано, що низька ефективність пошуків нафти й газу на сучасному рівні апаратурного й програмного забезпечення зумовлена науковим супроводом догматами концепції біогенного походження газу метану. Для пошуків вуглеводнів рекомендовано площі інтенсивного виділення глибинного газу. During past three years eleven explorations wells have been drilled in the Turkish, Bulgarian, and Rumanian exclusive economic zones of the Black sea on the shelf, within transition zone and deep-water hollow, ten of which have been considered as non-prospective. To estimate a hydrocarbon potential of Domino-1 well (Romania) it should be necessary to spend several billion of US dollars during 5—6 years. It has been shown that low efficiency of exploration for oil and gas with modern apparatus and software program is due to consequence of adherence to scientific doctrine of biogenic methane tenets. Areas of intensive gas seeps are recommended for gas of deep origin prospecting. 2014 Article Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море / О.М. Русаков, Р.И. Кутас // Геофизический журнал. — 2014. — Т. 36, № 2. — С. 3-17. — Бібліогр.: 54 назв. — рос.. 0203-3100 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/100340 553.98 ru Геофизический журнал Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Russian
description	За останні три роки в Турецькій, Болгарській і Румунській ексклюзивних економічних зонах Чорного моря пробурено 10 пошукових свердловин на шельфі, в перехідній зоні й глибоководній западині, 10 з яких визнані безперспективними. Для оцінки потенціалу свердловини Доміно-1 (Румунія) потрібно витратити декілька мільярдів доларів США протягом 5—6 років. Показано, що низька ефективність пошуків нафти й газу на сучасному рівні апаратурного й програмного забезпечення зумовлена науковим супроводом догматами концепції біогенного походження газу метану. Для пошуків вуглеводнів рекомендовано площі інтенсивного виділення глибинного газу.
format	Article
author	Русаков, О.М. Кутас, Р.И.
spellingShingle	Русаков, О.М. Кутас, Р.И. Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море Геофизический журнал
author_facet	Русаков, О.М. Кутас, Р.И.
author_sort	Русаков, О.М.
title	Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море
title_short	Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море
title_full	Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море
title_fullStr	Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море
title_full_unstemmed	Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море
title_sort	фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в черном море
publisher	Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
publishDate	2014
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/100340
citation_txt	Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море / О.М. Русаков, Р.И. Кутас // Геофизический журнал. — 2014. — Т. 36, № 2. — С. 3-17. — Бібліогр.: 54 назв. — рос..
series	Геофизический журнал
work_keys_str_mv	AT rusakovom fatamorganabiogennojdoktrinyuglevodorodovvčernommore AT kutasri fatamorganabiogennojdoktrinyuglevodorodovvčernommore
first_indexed	2025-07-07T08:42:18Z
last_indexed	2025-07-07T08:42:18Z
_version_	1836976969938370560
fulltext	ФАТА-МОРГАНА БИОГЕННОЙ ДОКТРИНЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЧЕРНОМ МОРЕ... Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 3 1 Фата-моргана (итал. fata Morgana) — фея Моргана, по преданию, живущая на морском дне и обманы- вающая путешественников призрачными видениями (ru.wikipedia.org/wiki/Фата-моргана). УДК 553.98 Фата-моргана1 биогенной доктрины углеводородов в Черном море © О. М. Русаков, Р. И. Кутас, 2014 Институт геофизики НАН Украины, Киев, Украина Поступила 29 января 2014 г. Представлено членом редколлегии В. И. Старостенко Если уж верить в то, чего увидеть нельзя, то по мне лучше верить в чудеса, чем в бактерии Карл Краус австрийский писатель За останні три роки в Турецькій, Болгарській і Румунській ексклюзивних економічних зо- нах Чорного моря пробурено 10 пошукових свердловин на шельфі, в перехідній зоні й глибо- ководній западині, 10 з яких визнані безперспективними. Для оцінки потенціалу свердловини Доміно-1 (Румунія) потрібно витратити декілька мільярдів доларів США протягом 5—6 років. Показано, що низька ефективність пошуків нафти й газу на сучасному рівні апаратурного й програмного забезпечення зумовлена науковим супроводом догматами концепції біогенного походження газу метану. Для пошуків вуглеводнів рекомендовано площі інтенсивного виді- лення глибинного газу. Ключові слова: Чорне море, мобільні бурові платформи і судна, вуглеводні. За последние три года в Турецкой, Болгар- ской и Румынской эксклюзивных экономиче- ских зонах пробурено 10 поисковых скважин на шельфе, в переходной зоне и глубоководной котловине [Atalay et al., 2012; Kitchka, Dovzhok, 2013]. Операторами работ выступали извест- ные компании ExoonMobil, Chevron, Petrobras, Sterling Resources, OMV Petrom и Petro Ventures при обязательном долевом участии в распре- делении возможных доходов государственных или совместных организаций прибрежных го- сударств, не меньше 50 %. На рис. 1 показано расположение скважин. Все они пробурены с помощью арендованных современных мобильных морских буровых платформ пятого поколения и плавучим буро- вым судном шестого поколения, предназначен- ных для любых погодных, батиметрических и геоморфологических условий Черного моря. Платформа Leiv Eiriksson способна производить буровые работы при глубине воды 2 300 м, тогда как платформа GSP Jupiter предназначена для работ на ближнем шельфе до 91 м, однако они обе могут достичь забоя до 9 000 м (en.wikipedia. org/wiki/GSP_Jupiter). Эксплуатация бурового судна Deepwater Champion возможна даже при слое воды 3 657 м, причем доступная глубина за- боя составляет 12191 м (www.deepwater.com/.../ Deepwater-Champion). Стоимость аренды буро- вой установки равна 0,7—1,0 млн американских долларов в сутки (www.slate.com). Из-за скудной информации в открытой пе- чати, разбросанной по десяткам источников в Интернете, можно составить лишь общую ха- рактеристику скважин, представленную в таб- лице. Тем не менее, ценность этих сведений трудно переоценить, поскольку они безогово- рочно указывают на конечный отрицательный результат буровых работ, который требует не- предубежденного разностороннего исследова- ния фанатичной веры в какую-либо концепцию происхождения углеводородов. Важно рассма- тривать именно конкретные причины отказа операторов от дальнейших работ на концес- сионных блоках, если они, конечно, публично обнародованы. Турция. Например, трудно извлечь что-либо полезное для предметного анализа (кроме бес- О. М. РУСАКОВ, Р. И. КУТАС 4 Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 спорного факта о провале миссии) из такого сообщения: «… судно Deepwater Champion завершило разведку, поскольку не смогло об- наружить какие-либо признаки нефти или природного газа в скважинах Кастамону-1 и Сюрмене-1 в Черном море» (www.turkishny. com/...tpao-ends-oil-exploratio). Исключитель- но лаконично в нескольких словах без каких- либо деталей было объявлено о безуспешном окончании бурения с буровой платформы Leiv Eiriksson скважин Синоп-1 и Яссихоюк-1 в глу- боководной части Черного моря (www.tpao.gov. tr/eng/?tp=m&id=75). Целью бурения скважины Яссихоюк-1 было Рис. 1. Схема расположения новых поисковых скважин [Atalay et al., 2012; Kitchka, Dovzhok, 2013, с изменениями] и газовых выходов в Черном море [Старостенко и др., 2012]. Краткая характеристика новых поисковых скважин в Черном море [Öztaş, 2010], www.re- uters.com; www.subseaiq.com/data; www.sterling-resources.com; www.tpao.gov.tr/eng; www.novin- ite.com; www.turkishny.com/...tpao-ends-oil-exploratio; www.trao.gov.tr/eng; subseaiq.com/data Номер Скважина Страна Год закрытия Глубина моря, м Глубина забоя, м Статус скважины 1 Сюрмене-1 Турция 2011 1680* — Бесперспективная 2 Синоп-1 Турция 2010 2150 5700 Бесперспективная 3 Кастамону-1 Турция 2011 2000* — Бесперспективная 4 Яссихоюк-1 Турция 2010 1850* — Бесперспективная 5 Истранджа-1 Турция 2012 85 3650 Бесперспективная 6 В. Калиакра -1 Болгария 2011 70* — Бесперспективная 7 Камчия-1 Болгария 2013 40* 880 Бесперспективная 8 Домино-1 Румыния 2012 930 2070 Оценивается (?) 9 Иоана-1 Румыния 2012 91 1422 Бесперспективная 10 Эуджения-1 Румыния 2012 28 2276 Бесперспективная 11 Муридава-1 Румыния 2013 88 3290 Бесперспективная Примечание: * — глубины по карте [Электронная…, 1998]. ФАТА-МОРГАНА БИОГЕННОЙ ДОКТРИНЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЧЕРНОМ МОРЕ... Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 5 пробурить коллектор, представленный средне- миоценовыми кластическими отложениями [Öztaş, 2010]. Как-то просочились сведения, что скважина Синоп-1 вскрыла вулканогенный разрез верхнего мела и плотные глубоковод- ные фации палеогена на валу Андрусова [Кич- ка, Воробьев, 2011]. Что касается скважины Истранджа-1, достижения бурения сводятся к тому, что здесь обнаружен непромышленный газ в среднемиоценовых песчаниках на глу- бине 3 650 м при бурении с платформы GSP Jupiter на шельфе Турции (глубина воды 85 м). Из-за доведенного до абсурда режима сохра- нения коммерческой тайны невозможно по- нять логику стратегии поисково-разведочных работ в Турецком секторе Черного моря. Од- нако процедура провального планирования объектов для оценки перспектив акваторий ясно демонстрирует одиссея выбора места за- ложения скважины Истранджа-1. На крайнем западе шельфа Турции, ширина которого всего 20—25 км, поисково-разведочное бурение на нефть и газ на глубинах до 150 м началось еще в 1978 г., когда были заложены скважины Ка- радениз-1 и Игнеада-1 (www.aytuna-consulting. com/geologyofturkey.a). Положение скважин в блоке 3 920 м показа- но на рис. 2 (www.tpao.gov.tr/eng). Судя по от- сутствию каких-либо сведений о результатах в скважинах Карадениз-1 и Игнеада-1, они были отрицательными. В 1999 г. фирма Arco на рас- стоянии около 20 км от упомянутых скважин за пределами шельфа начала бурение с платфор- мы Sedco Forex 700 (www.thefreelibrary.com). Глубина воды в местах бурения скважин Лиманкой-1 и Лиманкой-2 составляла 851 и 695 м соответственно. Первая скважина про- шла до глубины 2 700 м, а вторая достигла 3 300 м. Обе скважины вскрыли непромыш- ленные залежи газа. Казалось бы, все понятно: и шельф, и склон не содержат углеводородов в коммерческих объемах. Однако через 8 лет безуспешно завершилась проходка скважины Карабурун-1, которая расположена в 45 км к юго-западу от них. Она прошла разрез до глу- бины 1300 м, не встретив предполагаемой ри- фовой структуры (www.wikinvest.com/stock/ Toreador_Resources). Несмотря ни на что, в 2012 г. было принято решение в пределах это- го блока начать скв. Истранджа-1 (о ней речь шла выше) в 13 км к северу от скв. Карабурун. Таким образом, создается впечатление, что у планировщиков отсутствовало представле- ние о поисковой геологической модели этой акватории, а скважины задавались методом «дикой кошки» (wildcat drilling). Иначе труд- но объяснить, почему за 30 с лишним лет семь скважин на акватории 2 675 км2 не установили нефтегазовых перспектив, хотя уже в 2000 г. было известно, что четыре скважины на этом участке оказались сухими. Болгария. Скв. Восточная Калиакра-1 была остановлена из-за отсутствия прогнозного палеогенового коллектора, который оказался эродированным (www.novinite.com). Целью скв. Камчия-1 была оценка углеводородного потен- циала центральной части лицензионного бло- ка Галата в Нижнекамчийском прогибе (www. reuters.com). Она также была ликвидирована, поскольку вскрыла только 17 м карбонатных песков, насыщенных непромышленным газом. Румыния. Не оправдались ожидания, кото- рые возлагались на скв. Иоана-1. Полученная информация «не подтвердила промышленные ресурсы в раскрытых структурах» (www.ogj. com/articles/2012/11/sterling-resources-reports- ioana-1-results-off-romania.html). Предполагае- мый по аналогии с месторождениями Дойна и Анна продуктивный горизонт в скв. Иоанна представлен слабопроницаемыми алевроли- тами. К этому времени остались надежды на положительный результат только в скв. Эуд- жения-1 (www.sterling-resources.com). Здесь на глубине 1 938—2 038 м обнаружены песчаники верхнемелового возраста мощностью 22 м, у которых пористость колеблется от 10 до 20 %, а насыщенность газа составляет 55—62 %. До- полнительный интерес представляет интервал 1 900—1 938 м, где в эоценовых известняках зафиксированы газопроявления. Поскольку их пористость крайне низкая, только пред- стоящий анализ каротажных измерений может дать ответ на вопрос, являются ли они газонос- Рис. 2. Расположение скважин в лицензионном блоке 3920 в эксклюзивной экономической зоне Турции: 1 — Истран- джа-1, 2 — Игнеада-1, 3 — Лиманкой-1, 4 — Лиманкой-2, 5 — Карабурун, 6 — Карадениз. О. М. РУСАКОВ, Р. И. КУТАС 6 Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 ными и продуктивными (по безосновательному мнению британских и румынских специали- стов), как в соседней скв. Олимпийская. Чтобы усилить значимость политической победы в Международном Гаагском суде (02.02.2009 г.) экономическими дивидендами, в Румынии в срочном порядке начали поиски зарубежных компаний для разведочного буре- ния в акватории, закрепленной за ней. С на- чала 2012 г. была пробурена скв. Домино-1. В конце 2013 г. компания OMV Petrom объявила, что летом 2014 г. начнет проходку второй сква- жины в блоке Нептун рядом со скв. Домино-1, где предварительные оценки структуры дали от 42 до 84 млрд куб. м газа (www.wire.seenews. com/news/romanias). Поэтому компания готова вложить еще 1 млрд долларов США на разве- дочные работы, которые кроме 3D съемки так- же включают бурение для дальнейшей предва- рительной оценки структуры Домино и их рен- табельности и потенциала всего блока Нептун. А теперь внимание: «Если подтвердится техни- ческая возможность и рентабельность добычи газа в глубоководной акватории, OMV Petrom считает, что эксплуатационные работы начнут- ся не ранее конца этого десятилетия». Причем затраты на инфраструктуру могут достигать несколько млрд долларов США (www.business- in-romania.com). Видимо, пропагандистские ре- зультаты важнее здорового прагматизма. Тем более, что за такие заявления пресс-службы компаний не несут никакой ответственности, ибо сами себе заранее выдали индульгенции, о чем свидетельствует, например, информация о скв. Домино-1 (www.ifbfinwest.ro/php-template/ stiri.php). Настоящий пресс-релиз содержит прогноз- ные заявления (forward-looking statement), ко- торые могут быть определены такими словами: «предполагать», «намереваться», «планиро- вать», «стремиться», «полагать», «оценивать», «ожидать» и другими подобными ссылками на будущее. И хотя они основаны на предположе- ниях и результатах анализа, которые мы счита- ем достоверными в сложившихся обстоятель- ствах, оправдаются ли реальные результаты и прогнозы, зависит от ряда рисков и неопреде- ленностей, которые могли бы привести к тому, что наши фактические результаты, показатели и финансовое состояние будут существенно отличаться от наших ожиданий. Прогнозные заявления, сделанные в этом пресс-релизе, действительны только на дату его обнародо- вания. Факторы или события, которые могли бы привести фактические результаты к иным, могут возникать время от времени, и это не позволит предсказать все из них. Мы не берем на себя никаких обязательств по публичному обновлению каких-либо заявлений прогноз- ного характера в результате получения новой информации или будущего развития, за исклю- чением случаев, требуемых по закону. В августе 2013 г. с платформы GSP Prometeu (300’ ILC), которая способна достичь забоя в 6 080 м, в 12 км восточнее скв. Олимпийская (рис. 3) с непрекращающейся оптимистичной шумихой в средствах массовой информации о несметных запасах углеводородов была зало- жена скв. Муридава-1 (www.subseaiq.com/data). Цель — эоценовые, палеоценовые и меловые породы, в которых по прогнозу аккумулирова- но 4,73 млрд куб. м газа. Рис. 3. Скважины на Краевом уступе в эксклюзивной эко- номической зоне Румынии [Hickey, 2012]: 1 — Олимпий- ская, 2 — Эуджения, 3 — Муридава. Однако через 60 дней 15 ноября 2013 г. объ- явили, что скважина достигла глубины 3 290 м, встретив миоценовые песчаники хорошего качества с признаками газа, которые после каротажных исследований были признаны бесполезными с коммерческой точки зрения (www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project). Об остальных прогнозных горизонтах ни сло- ва. Похоже, что мечты румынских экспертов о 100 млрд куб. м газа и 10—12 млн т нефти в отсуженной акватории получили первую круп- ную пробоину и, по всей видимости, не послед- нюю, если учесть еще и плачевные результа- ты параметрической скв. Олимпийская-400, которая перешла под юрисдикцию Румынии в 2009 г. Тогда же появилась прагматичная профессиональная информация: «В 2001 г. мы пробурили две скважины — рассказал газете «Зеркало недели» гл. геолог ГАО «Черномор- нефтегаз» Петр Мельничук. — Но притоки газа были настолько незначительными, что мы даже не смогли их обосновать, чтобы поставить на учет. На государственный учет такие запасы, ввиду небольшой площади продуктивной газо- носности, не берутся» [Самар, 2009]. Да и пер- спективы скв. Эуджения, как уже отмечалось, пока, мягко говоря, туманные. Поскольку она расположена в 12 км от Олимпийской-400 и в ФАТА-МОРГАНА БИОГЕННОЙ ДОКТРИНЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЧЕРНОМ МОРЕ... Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 7 25 от Муридава на Краевом уступе, мало шан- сов надеяться на благоприятный исход. Анализ результатов нового этапа бурения позволяет сделать два принципиальных выво- да, которые невозможно опровергнуть, даже если сильно захотеть. Первый: коэффициент успешности бурения близок к нулю. В лучшем случае он будет 0,1, если скв. Домино-1 будет признана годной к эксплуатации. А ведь бу- рению предшествовали 2D и 3D сейсмическая разведка МОГТ современной аппаратурой и суперизощренная технология обработки ре- зультатов наблюдений на мощных компью- терных системах. Второй вывод сводится к следующему. Все скважины задавались в рам- ках безальтернативно господствующей орга- нической доктрины происхождения нефти и газа [Okyar, Ediger, 1999; Keskin, 2007; Georgiev, 2012; Moroşanu, 2012]. Поисково-разведочные работы были направлены не на открытие ме- сторождений углеводородов, а на сейсмиче- ское картирование структур заранее принятой конфигурации (как правило, антиклинальной), в которых, по убеждению планировщиков, обязательно будут их залежи. Действитель- но, после бурения подготовленных структур скважины были ликвидированы из-за непро- мышленных запасов газа в коллекторах, кото- рые должны быть сложены терригенными или карбонатными отложениями с определенными физическими свойствами [Ханин, 1969] или из-за их отсутствия в скважине. Такой подход является краеугольным камнем биогенной концепции происхождения углеводородов. В ее рамках подобная ситуация автоматически переводит участок в ранг бесперспективного объекта для их разведки [Максимов, 2005]. На северо-западном шельфе Украины про- бурено 90 скважин почти за 45 лет (1962—2005) разведки, где установлено только пять мелких и три средних газовых и газоконденсатных мес- торождений с прогнозным суммарным запасом 59,5 млрд куб. м газа и 3 млн т конденсата [Khri- achtchevskaia et al., 2009], что составляет 1,1 объема потребленного Украиной газа в 2012 г. (www.rbc.ua/.../ukraina-snizila-potreblenie-gaza- v-2012-g-na-7-6---do-5). Следует напомнить, что по нынешним меркам применяемые тогда сейс- мическая аппаратура и способы обработки яв- ляются архаичными, чем, между прочим, в про- шлом веке объясняли низкую эффективность поисков нефти и газа на украинском шельфе. Иными словами, аппаратурно-программный комплекс не играет никакой роли в существен- ном повышении эффективности нефтегазораз- ведки в морской акватории Черного моря. При этом выявление антиклинальных структур, на что направлены все усилия, создает иллюзию грядущего успеха. Еще хуже соотношение цена/результат при разведке углеводородов на шельфе Румынии, где с конца 60-х годов прошлого столетия про- бурено около 130 скважин [Konerding, 2005; Kitchka, Dovzhok, 2013], результатом чего яви- лось открытие шести месторождений с сум- марным запасом 34,4 млн т нефти и 23,6 млрд куб. м газа. Для справки: в 2012 г. в Румынии потребление нефти составило 9,04 млн т нефти и 16,36 млрд куб. м газа (www.knoema.com; www. marketresearch.com). Единственное рентабельное месторожде- ние Тьюленово было открыто на шельфе Болгарии еще в 1951 г. и эксплуатируется до настоящего времени. Его запасы составляют 8,4 млрд куб. м газа и 4,5 млн т нефти — ре- зультат бурения 17 скважин в акватории [Geor- giev, 2012]. В 2010 г. Болгария использовала 2, 62 млрд куб м газа (www.indexmundi.com). Оно может обеспечить потребность Болгарии в те- чение 3 лет и 3 месяцев. В Турции бурение на ближнем шельфе на- чалось с середины 80-х годов прошлого столе- тия. За это время пройдено около 20 скважин с нулевым успехом [Atalay et al., 2012] (www. aytuna-consulting.com). Открыто 1 газовое ме- сторождение Акчакоса с запасами 3,6 млрд куб. м, которое разрабатывается с 2007 г. (en. wikipedia.org/wiki/Akçakoca). При годовом по- треблении газа в 2013 г. 42,6 млрд куб. м (www. russia.platts.com) этого резерва хватило бы на 1 месяц. Вся эта информация в графическом виде представлена на рис. 4. Учитывая догматическую приверженность к биогенной доктрине, несмотря на негатив- ные результаты бурения в Черном море в по- следние годы, трудно себе представить, чем руководствовались при планировании разве- дочного бурения, кроме как неиссякаемой верой в успех. Причем веры в самом экстре- мальном религиозном смысле, которую почти два тысячелетия тому назад сформулировал апостол Павел в Послании к евреям: «вера же есть осуществление ожидаемого и уверенность в невидимом» (www.godrules.net/library/Slavic/ russian1982). Однако такой подход к выбору концепции природы углеводородов в Чер- ном море не является сугубо академическим вопросом, о чем свидетельствует стоимость поисково-разведочных работ в глубоководной котловине. Так, 1 ноября 2011 г. Генеральный О. М. РУСАКОВ, Р. И. КУТАС 8 Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 директор Турецкой нефтегазовой корпорации (Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı) Мехмет Уй- сал официально сообщил, что скв. Сюрмене-1 (толща воды 1 680 м) обошлась в 4 млрд долла- ров США, из которых 3,5 млрд пришлось на долю иностранных инвесторов British Petro- leum, ExxonMobil, Chevron и Petrobras [Ават- ков, 2011]. Это при всем том, что Сюрмене-1 заложена в каких-то 25 км к северо-западу от скв. HPX-1, пробуренной в 120 км к северо- востоку от Трабзона при толще воды 1 600 м и достигшей забоя на глубине 4 600 м, которая была заброшена еще в 2005 г. из-за отсутствия каких-либо признаков углеводородов (www.el- liny.gr/.../HC_EP_in_Turkey_petroleka). Результаты глубоководного бурения ше- сти скважин за пределами шельфа Турции и Румынии должны поумерить энтузиазм тех, кто уповает на углеводородный Клондайк в глубоководной части Черного моря. В первую очередь это относится к украинским специали- стам. Например, по состоянию на 01.01.2006 не- разведанные извлекаемые ресурсы углеводо- родов на акватории глубже 100 м украинского сектора оценены в 1 003,9 млн т усл. топлива [Захарчук та ін., 2007], причем содержание газа составляет около 0,85 трлн куб. м газа. Однако эти факты требуют хоть какого- либо вразумительного объяснения, ибо «…при отсутствии стремления связать их, собирание фактов становится делом не много более по- лезным, чем собирание мусора» [Пэдж, 1876]. Поскольку в глубоководном украинском сек- торе Черного моря породы майкопской серии (олигоцен — нижний миоцен) повсеместно считается основной нефтематеринской фор- мацией, то в первую очередь следует отметить, что геохимия осадочного процесса в восста- новительной среде не очень-то гармонирует с этим расхожим представлением. В водах май- копского бассейна Восточного Паратетиса, в состав которого входило Черное море, суще- ствовало огромное количество рассеянного ор- ганического материала. Деятельность особых видов бактерий обусловила его интенсивную сульфатредукцию и сероводородное зараже- ние за счет растворенных в воде сульфатов [Баженова и др., 2003; Холодов, 2006]. Реакция происходит по общей схеме [Schumacher,1996]: 2– 2+ 4 4 3 2 2CH +SO +Ca =CaCO +H S( ) +H O . В свою очередь это привело к аномально- му расходу органического вещества на стадии седиментогенеза, которого в майкопских гли- нах в среднем не более 1 %. Кроме того, отно- сительно низкая скорость осадконакопления удлиняет время прохождения этой реакции. Например, скорость накопления нижне-сред- неплиоценовой серии Южного Каспия, где со- средоточено 90 % углеводородов этой аквато- рии, достигает около 165 см/тыс. лет [Aliyeva, 2004; Aliyev et al., 2004], в подводном конусе выносы Нила за последние 5 млн лет почти в 2,5 раза больше — 400 см/тыс. лет [Лисицын, 1988]. Для майкопской серии она колеблется в пределах 20—30 см/тыс. лет [Мейснер и др., 2002]. Корреляция между скоростью накопле- ния осадков и количеством органического ве- щества наблюдается в глобальном масштабе. Главная часть мировых скоплений органиче- ского вещества сосредоточена в отложениях, которые образовались путем ураганной седи- ментации со скоростью более 100 см/тыс. лет в устьях рек у основания склона [Лисицын, 1988]. Поэтому-то отмечается несоответствие масштабов запасов нефти в майкопской серии в бассейнах Предкавказья и объема майкоп- ской толщи как рассматривающейся основной нефтепроизводящей формацией региона [Ба- женова и др., 2003]. Исключительной бедно- стью углеводородов также характеризуются и олигоцен-миоценовые породы (майкопская серия) Каспийского моря [Aliyev et., 2004]. Конечно, можно утверждать, что майкоп- ские отложения глубоководной части Черного моря непосредственно не изучались. Но этот аргумент поблек после того, как скв. Синоп-1 прошла всю майкопскую толщу и оказалась су- Рис. 4. Запасы газа (1) в месторождениях на шельфах Тур- ции, Болгарии, Румынии и Украины и его ежегодное по- требление в 2012—2103 г. (2). Т — Турция; Б — Болгария; Р — Румыния; У — Украина. ФАТА-МОРГАНА БИОГЕННОЙ ДОКТРИНЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЧЕРНОМ МОРЕ... Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 9 хой. Вряд ли будут нефтематеринскими в про- мышленном масштабе породы нижнего мела за пределами шельфа [Есипович, 2012], так как в Черном море на первой стадии рифтинга в его западной части в раннем мелу существовал аноксийный режим с низким уровнем кисло- рода [Tüyüz, 2011]. Вдобавок в глубоководной впадине кровля нижнего мела залегает на глу- бине более 10 км [Туголесов и др., 1985], где температуры превышают 250—300 °С [Кутас, 2011]. Во что обойдется проходка даже одной разведочной скважины в таких условиях, мож- но себе представить, если учесть, что суточная стоимость аренды бурового судна для работы в глубоководной котловине колеблется, как уже отмечалось, в пределах 700 000—1 000 000 долл. США, а для работы потребуется 150—200 суток (www.slate.com). Относительно меловых отло- жений на шельфе, их значительная мощность была вскрыта только на нефтяных месторожде- ниях Лебада, где они оказались с небольшими запасами углеводородов и быстро истощились [Benton, 1997], и в скв. Олимпийская-400, закон- сервированной из-за отсутствия рентабельных запасов углеводородов [Самар, 2009]. Одним из базовых положений концепции биогенного происхождения углеводородов яв- ляется предположение о созревании рассеян- ного органического вещества под длительным действием температуры [Лопатин, 1971; Waples, 1979; Marshan, 2005]. Степень зрелости органики определяется максимальными температурами в истории осадочного бассейна и временным интервалом ее нахождения при этих темпера- турах. Генерация нефти происходит при темпе- ратурах 60—160 °С, а газа — при более высоких температурах 150—225 °С [Marshan, 2005]. Рифтовый этап развития Западно- и Вос- точно-Черноморской впадин и соответствен- но максимальная геотермическая активность приходится на меловое время [Кутас, 2003]. От- лагавшиеся на этом этапе осадки прогревались очень интенсивно. Их температура превышала 100 °С уже на глубине 1,5—2 км. При наличии достаточного количества рассеянного органи- ческого материала в них могли образовываться углеводороды и формироваться их месторож- дения [Кутас, 2003, 2011] (рис. 5). С эоцена началось постепенное охлаждение и погружение литосферы. Формирование по- стрифтового бассейна, многократно ослож- ненное тектоническими процессами, продол- жается до настоящего времени. Осадки эоцена—палеоцена прогревались в процессе накопления и постепенного погруже- ния. Скорость седиментации составляла 100— 300 см в 1 млн лет. Прогрев накапливающихся осадков происходил очень медленно (не более 10 °С в миллион лет, а с учетом постепенного затухания геотермической активности и того меньше). В этих условиях созревание органики и генерация углеводородов растягивается на десятки миллионов лет [Кутас, 2003]. По мере углубления бассейна и накопления более мо- лодых осадков образования мела и палеогена погружались на большие глубины. На совре- менном этапе они находятся при температурах 200—300 °С, при которых начинают активизи- роваться процессы разложения жидких угле- водородов. По результатам моделирования теплового поля в современном Черноморском бассейне благоприятные термодинамические условия для генерации нефти соответствуют интервалу глубин 2—6 км, жирного газа и газо- конденсата — 5,0—7,5 км, сухого газа — глубже 7,0 км [Русаков, Кутас, 2011]. В постнеогеновых отложениях температуры не превышают 70— 80 °С, органическое вещество не созревает, но возможно образование в приповерхностном слое биогенного газа. Иные геотермические условия характер- ны для северо-западного шельфа в пре делах Скифской плиты и Северо-Крымского прогиба. Рис. 5. Численная реконструкция эволюции осадкона- копления и теплового режима Западно-Черноморской впадины: а — скорость осадконакопления (v) и измене- ние теплового потока (qm) в процессе эволюции бассейна, б — формирование осадочной толщи (от верхнего мела до настоящего времени) и распределение температур, °С. О. М. РУСАКОВ, Р. И. КУТАС 10 Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 Здесь активные тектонотермические процес- сы происходили в мезозое. Северо-Крымский прогиб имеет рифтовую природу. В основании его центральной части лежат синрифтовые осадочно-вулканогенные отложения альба— сеномана. Толщина осадочной толщи в наи- более погруженной части достигает 10 км. Образование рифтогенного прогиба в нижнем мелу сопровождалось активизацией теплового режима. Плотность теплового потока достигала 95 мВт/м2 [Кутас, 2011] (рис. 6). Изотерма 100 °С находилась на глубине 1,5—2 км. В осадочном слое существовали благоприятные для генера- ции углеводородов термобарические условия. В верхнем мелу происходило охлаждение и тер- мическое погружение бассейна. Оно продолжа- лось до конца эоцена. Конец эоцена — начало олигоцена характеризуется тектонической и тепловой активизацией. Она происходила в условиях сжатия и сопровождалась зарожде- нием краевых и надсубдукционных прогибов, формированием интенсивных глубинных по- токов флюидов. Быстрое изменение геотермического ре- жима, высокая тектоническая подвижность, интенсивная флюидодинамика привели к раз- рушению и переформированию залежей угле- водородов [Кутас, 2003], о чем свидетельствует отсутствие здесь крупных скоплений углеводо- родов [Атлас…, 1998]. Таким образом, анализ объема, качества исходного сырья и его термической эволюции приводит к выводу, что достаточно сложно обо- сновать возможность формирования большого углеводородного потенциала в осадочном чех- ле Черного моря на основе биогенной концеп- ции образования месторождений нефти и газа. Полный провал поисков крупных место- рождений углеводородов на базе биогенной осадочно-миграционной концепции не означа- ет, что в Черном море нет акваторий, где они могут концентрироваться даже в виде массив- ных залежей. Просто надо проанализировать ситуацию с точки зрения другой парадигмы прогноза, оставаясь на позиции здравого праг- матизма. Рассмотрим вариант, в основу которого положены эмпирические обобщения разных лет. В середине прошлого века Н. А. Кудряв- цев [Кудрявцев, 1963] обосновал связь зон не- фтегазонакопления с глубинными разломами. В пользу такой связи приведем лишь два при- мера из Средиземного и Каспийского морей, которые, как и Черное море, образовались в результате взаимодействия Африканской и Евроазиатской плит. В верхней части конти- нентального склона в пределах конуса выноса Нила в восточной части Средиземного моря за- картированы в жерлах грязевых вулканов 60 выходов газа, которые расположены не хао- тично, а концентрируются в зонах разломов разного ранга, каньонах и оползнях (рис. 7). Анализ метана над грязевыми вулканами под- твердил его безусловно термогенное проис- хождение и образование при температуре не менее 150—200 °С [Dupre et al., 2010]. В дельтовых и авандельтовых осадочных по- родах плиоценового и четвертичного возраста конуса выноса Нила суммарной мощностью до 3 км необнаруженные извлекаемые запасы только газа составляют 6,2 трлн куб. м, не считая нефти и газоконденсата [Kirschbaum et al., 2010] притом, что в Египте в 2012 г. потребление газа составило 52,6 млрд куб. м (htpp://ycharts.com/.../ egypt), т. е. нильского газа хватит на 115 лет. Виртуальные же запасы газа в украинском сек- торе Черного моря без учета нетрадиционных объектов оценены в 1,5 трлн куб. м газа (www. blog.i.ua/community/1422/213884/?p=4, 2009). В Каспийском море основной нефтегазо- вой акваторией является его южная часть, где 56 % резервуаров и ресурсов углеводоро- дов Азербайджана сконцентрированы в се- микилометровой нижнеплиоценовой толще флювиально-дельтовых отложений крупных систем палеорек Волги, Амударьи и Куры [Guliyev et al., 2003; Aliyeva, 2004]. Южно-Кас- Рис. 6. Численная реконструкция эволюции осадочного бас- сейна и теплового режима Каркинитско-Северокрымского прогиба. ФАТА-МОРГАНА БИОГЕННОЙ ДОКТРИНЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЧЕРНОМ МОРЕ... Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 11 пийский бассейн выделяется тем, что здесь установлена наибольшая плотность грязевых вулканов в мире, которая задокументирована в одном регионе, причем он характеризует- ся наличием газовых выходов, нарушением сплошности и дислокацией осадков, складками и разломами [Guliyev et al., 2003]. Почти 65 % нефтяных и газовых месторождений Южного Каспия, включая гигантские, сопровождаются огромным количеством газовых выходов, часто и грязевых вулканов [Guliyev, 2002]. Эти примеры из сингенетических морей демонстрируют дополнительные признаки нефтегазоносности, которые повышают ве- роятность нефтегазоносности аналогичных структур в Черном море. Их можно сформули- ровать таким образом: 1) наличие флювиально- дельтовых отложений палеорек моложе позд- немиоценового возраста; 2) нарушение их сплошности разветвленной системой каньо- нов; 3) существование обширных полей газо- вых выходов. Не вдаваясь в дискуссию о природе газа ме- тана в Черном море, поскольку эта проблема всесторонне обсуждена в работе [Старостен- ко и др., 2012], приведем еще один аргумент в пользу того, что не продуктивно зацикли- ваться на поисках антиклинальных структур. Все известные карбонатные сооружения в северной части Черного моря располагаются рядом с газовыми выходами [Геворкьян и др., 1991; Иванов и др., 1991; Шнюков и др., 1995; Егоров и др., 2003]. В зависимости от среды формирования они подразделяются на две группы [Reitner et al., 2005]. Однако на кон- центрацию углеводородов влияют только те, которые существенно изменяют физические свойства пород, а именно: поля литификатов, мозаичные или сплошные пористые слои, ир- регулярные корки, плоские линзоподобные конкрециями и блиноподобные образования. Карбонатный цемент уменьшает трещино- ватость пород, что благоприятствует концен- трации углеводородов и (или) образованию покрышек [Carbonate…, 1998]. Минеральный состав черноморских литификатов, которые в основном состоят из кальцита с примесями арагонита, доломита пирита и грейгита [Кут- ный, Иноземцев, 2001; Peckmann et al., 2001; Reitner et al., 2005], идентичен присущему цементирующему веществу месторождений углеводородов [Carbonate…, 1998]. Иными словами, способность углеводородных газов в анаэробных условиях преобразовывать терри- генные и карбонатные отложения в хорошие коллекторы и покрышки создает благоприят- ные условия для концентрации углеводородов в осадках. В окислительной среде также могут образовываться карбонаты в результате раз- ложения метана микробами в соответствии с реакцией [Schumacher, 1996] 2+ + 4 2 3 2CH +2O +Ca =CaCO )+H( O+2 . Цементация осадков на капиллярном уров- не карбонатами доказана экспериментально в палеодельте Днепра в 58-м и 60-м рейсах НИС «Профессор Водяницкий» [Naudts et al., 2009]. На рис. 8 показаны результаты комплексного изучения придонного слоя области газовых вы- ходов. Исследования осуществлялись двулуче- вым эхолотом SIMRAD EK-500 (38 и 120 кГц), буксируемым сканером бокового обзора, одно- канальным сейсмическим профилированием (sparker 500—700 Гц) высокоразрешающей пье- зоэлектрической установкой (pinger 5 кГц) для картирования придонного слоя осадков на глу- бину до 10 м, химическим анализом поровых вод, анализом размера зерен пород и визуаль- ным обследованием морского дна. Установлена четкая корреляция участков интенсивного об- ратного рассеивания сигналов от дна и карбо- натной цементации каналов транспортировки газов, которая обуславливает отсутствие их вы- ходов через дно. В украинском секторе Черного моря на северо-западном и северо-восточном шель- фах, континентальном склоне расположены объекты, где углеводороды могут концентри- Рис. 7. Конусы выноса Нила (по материалам [Loncke, Mascle, 2004; Dupre et al., 2010; Kirschbaum et al., 2010]): 1 — месторождения газа; 2 — месторождение нефти; 3— грязевые вулканы с выходами газа; 4 — бровка шельфа; 5— основные разломы фундамента; 6— второразрядные разломы фундамента; 7— мессинские каньоны. О. М. РУСАКОВ, Р. И. КУТАС 12 Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 роваться в крупных объемах, потому что им присущи все признаки потенциальных зале- жей, о которых речь шла выше. Это — обла- сти обширных погребенных аккумулятивных накоплений конуса выноса палеорек Дуная, Кагульника, Днестра, Днепра, Южного Буга, Дона и Кубани плейстоцен-четвертичного воз- раста мощностью до 3 км, которые прорезаны многочисленными каньонами [Туголесов и др., 1985; Мейснер и др., 2002; Мейснер, Туголесов, 2003]. Эти породы имеют свободные емкости и условия для удержания или сохранения углево- дородных флюидов. Здесь обнаружены тысячи газовых выходов и закартированы в консоли- дированной коре разломы разного ранга, вклю- чая мантийного заложения [Старостенко та ін., 2011; Старостенко и др., 2012]. Залегание на не- больших глубинах потенциальных залежей в сочетании с малыми глубинами морского дна создают объективные экономические предпо- сылки для проведения поисково-разведочных работ с большим шансом на успех, чем с огром- ными затратами дырявить дно на шельфе. Подводя итоги разведочного бурения в экс- клюзивных экономических зонах Турции, Бол- гарии и Румынии в 2011—2013 гг., отметим, что вера в возможность формирования массивных залежей углеводородов в Черном море биохи- мической деятельностью анаэробных микро- бов абсолютно не оправдалась. Остается наде- яться лишь на чудо — хотя бы тестовые испы- тания одной из двух полупогружных плавучих морских буровых установок (НАК «Нафтогаз Украины» запланировал приобрести), которые будут проведены в зоне перехода от шельфа к континентальному склону северо-западного сектора Украины. Рис. 8. Положение газового фронта, кратерообразных расщелин дна, участков обратного рассеивания сигналов, кар- бонатной цементации каналов транспортировки газов и их выхода через дно [Naudts et al., 2009]. Черные точки — вы- ходы газов. Список литературы Аватков В. Турецкая энергетическая игра. Инфор- мационное агентство «Regnum». 2011. http://www. regnum.ru/news/1469136.html. Атлас родовищ нафти і газу України. Південний нафтогазоносний регіон. Львів: Центр Європи, 1998. Т. VI. 223 с. Баженова О. К., Фадеева Н. П., Сент-Гермес М. Л., Тихомирова Е. Е. Условия осадконакопления в восточном Океане Паратетис в олигоцене—ран- нем миоцене. Вестн. Моск. ун-та. Сер. Геология. 2003. № 6. С. 12—19. Геворкьян В. Х., Бураков В. И., Исагулова Ю. К. Газо- ФАТА-МОРГАНА БИОГЕННОЙ ДОКТРИНЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЧЕРНОМ МОРЕ... Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 13 вмещающие постройки на дне северо-западной части Черного моря. Докл. АН УССР. 1991. № 4. С. 80—85. Захарчук С. М., Мельничук П. М., Озерний О. М. Вуг- леводневий потенціал морських акваторій та су- ходолу Півдня України. Зб. наук. праць УкрДГРІ. 2007. № 2. С. 261—269. Егоров В. Н., Поликарпов Г. Г., Гулин С. Б., Арте- мов Ю. Г., Стокозов Н. А., Костова С. К. Совре- менные представления о средообразующей и экологической роли струйных метановых газо- выделений со дна Черного моря. Морський еко- лог. журн. 2003. № 3. С. 5—26. Есипович С. М. Зоны напряженного тектоно- геодинамического режима и перспективы не- фтегазоносности Черного моря. Геология и по- лезные ископаемые Мирового океана. 2012. № 3. С. 20—35. Иванов М. К., Поликарпов Г. Г., Леин А. Ю. Биогео- химия цикла углерода в районе метановых газо- выделений Черного моря. Докл. АН СССР. 1991. № 5. С. 1235—1240. Кичка А. А., Воробьев А. И. Анализ результатов не- фтегазопоисковых работ в Черноморском регио- не и новые направления поиска залежей углево- дородов с использованием методов дистанцион- ного зондирования. Зб. наук. праць УкрДГРІ. 2011. № 4. C. 180—183. Кудрявцев Н. А. Глубинные разломы и нефтяные месторождения. Труды ВНИГРИ. Ленинград: Гостоптехиздат, 1963. Вып. 215. 220 с. Кутас Р. И. Геотермический режим Черноморской впадины: роль в развитии геодинамических про- цессов и формировании углеводородного потен- циала. Проблемы геодинамики и нефтегазонос- ности Черноморско-Каспийского региона: Тез. докл. V Междунар. конф. «Крым-2003». Симфе- рополь: Ассоциация геологов г. Симферополь, 2003. С. 51—53. Кутас Р. И. Геотермические условия осадочных бассейнов Крымско-Черноморского региона. Азово-Черноморский полигон изучения гео- динамики и флюидодинамики формирования месторождений нефти и газа: Сборник докл. IX Междунар. конф. «Крым-2011». Симферополь: Ассоциация геологов г. Симферополь, 2011. С. 12—26. Кутный В. А., Иноземцев Ю. И. Литификаты как показатель деятельности газовых факелов на северо-западе Черного моря. В кн.: Геологиче- ские проблемы Черного моря. Киев: Карбон, 2001. С. 216—227. Лисицын А. П. Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах. Москва: Наука, 1988. 309 с. Лопатин Н. В. Температура и геологическое время как факторы углефикации. Изв. АН СССР. Сер. геологическая. 1971. № 3. С. 95—106. Максимов Е. М. Геология, поиск и разведка нефти и газа. Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2005.103 с. Мейснер Л. Б., Туголесов Д. А. Опорные отражающие горизонты в сейсмической записи осадочного выполнения Черноморской впадины (корреля- ция и стратиграфическая привязка). Страти- графия. Геологическая корреляция. 2003. Т. 11. № 6. С. 83—97. Мейснер Л. Б., Туголесов Д. А., Панаев В. А. и др. Ис- следование пространственных и временных за- кономерностей размещения горючих и рудных полезных ископаемых на шельфах Черного, Азовского и Каспийского морей. Оценка ре- сурсов перспективных месторождений. Отчет ГНЦ ФГУГП «Южморгеология». Геленджик, 2002. 338 с. Пэдж Д. Філософія геологіи. С.-Петербургъ: Н. Ти- блен и Ко. (Н. Неклюдов), 1867. 158 с. Русаков О. М., Кутас Р. И. Проблемы оценки не- фтегазоносности северо-восточной части укра- инского сектора Черного моря. Геофиз. журн. 2011. T. 33. № 4. С. 50—61. Самар В. Нефть и газ Черного моря: что «потеряла» Украина? Газета «Зеркало недели». 2009, 6 фев- раля. Старостенко В. І., Крупський Б. Л., Пашкевич І. К., Русаков О. М., Макаренко І. Б., Кутас Р. І., Гла- дун В. В., Легостаєва О. В., Лебідь Т. В., Максим- чук П. Я. Розломна тектоніка і перспективи на- фтогазоносності українського сектора північно- східної частини Чорного моря. Нафтова і газова промисловість. 2011. № 1. С. 7—10. Старостенко В. И., Лукин А. Е., Русаков О. М., Паш- кевич И. К., Кутас Р. И., Гладун В. В., Лебедь Т. В., Максимчук П. Я., Легостаева О. В., Макарен- ко И. Б. О перспективах открытия массивных залежей углеводородов в гетерогенных ловуш- ках Черного моря. Геофиз. журн. 2012. T. 34. № 5. С. 3—21. Туголесов А. Д., Горшков А. С., Мейснер Л. Б. Соло- вьев В. В., Хахалев Е. М. Тектоника мезокайно- зойских отложений Черноморской впадины. Москва: Недра, 1985. 216 с. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. Москва: Недра, 1969. 368 с. Холодов В. Н. Геохимия осадочного процесса. Мо- сква: ГЕОС, 2006. 608 с. О. М. РУСАКОВ, Р. И. КУТАС 14 Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 Шнюков Е. Ф., Соболевский Ю. В., Кутный В. А. Необычные карбонатные постройки континен- тального склона северо-западной части Черно- го моря — вероятное следствие дегазации недр. Литология и полезные ископаемые. 1995. № 5. С. 451—461. Электронная навигационная карта. 1:50 000. Санкт- Петербург: ГУНиО МО РФ, 1998. Aliyev G. M., Guliyev I. S., Levin L. E., Fedorov D. L., 2004. Hydrocarbon potential of the Caspian Sea re- gion. In: South-Caspian Basin: geology, geophysics, oil and gas content (Ed. Ali-Zadeh). Baku: Nafta- Press, P. 269—285. Aliyeva E., 2004. Depositional environment and archi- tecture of Productive Series reservoir in the South Caspian basin. In: South-Caspian Basin: geology, geophysics, oil and gas content (Ed. Ali-Zadeh). Baku: Nafta-Press, P. 19—31. Atalay R., Kırbıyık S., Pamir Özcan B., 2012. Deepwater Well Drilled by Two MODU in Black Sea, Turkey. Proceedings of the Twenty-second (2012) Interna- tional Offshore and Polar Engineering Conference Rhodes, Greece, June 17—22, 2012. Benton J., 1997. Exploration history of the Black Sea Province. In: Regional and Petroleum Geology of the Black Sea and Surrounding Region (Ed. A. G. Rob- inson). AAPG Memoir 68, P. 7—18. Carbonate Cementation in Sandstones. Spec. publ. num- ber 26 of the International Association of Sedimen- tologist. Blackwell Science. 1998. 511 p. Dupre S., Woodside J., Klaucke I., Mascle J., Fouch- er J-P., 2010. Widespread active seepage activity on the Nile Deep Sea Fan (offshore Egypt) revealed by high-definition geophysical imagery. Marine geol- ogy 275(1-4) P. 1—19. Georgiev G., 2012. Geology and Hydrocarbon Systems in the Western Black Sea. Turkish J. Earth Sci. 21, 723—754. Guliyev I. 2002. South Caspian depression — an inten- sive area of hydrocarbon fluid formation and migra- tion: Proceeding of the YII Intern. Conf. on gas in marine sediments and natural marine hydrocarbon seepage in the World Ocean with applications to the Caspian Sea. Baku: Nafta Press, P. 66—69. Guliyev I. S Mamedov P. Z., Feyzullayeм A. A., Husey- nov D. A., Kadirov F. A., Aliyeva E. H-M., Tagi- yev M. F., 2003. Hydrocarbon systems of the South Caspian basin. Baku: GI NASA Publ., 205 p. Hickey T., 2012. Petroceltic — Oil Council. World As- sembly. www.oilcouncil.com/.../Tom%20Hickey%20 Petroceltic.pdf. Keskin H., 2007. Review of natural gas discovery and production from conventional resources in Turkey: Sci. Abstracts. Middle East Technical University, 91 p. Khriachtshevska O., Stovba S., Popadyuk I., 2009. Hy- drocarbon prospects in the Western Black Sea of the Ukraine. The Leading Edge September, P. 1024— 1029. Kirschbaum M. A., Schenk C. J., Charpentier R. R., Klett T. R., Brownfield M. E., Pitman J. K., Cook T. A., Tennyson M. E., 2010. Assessment of undiscovered oil and gas resources of the Nile Delta Province, Eastern Mediterranean. U.S. Geological Survey Fact Sheet FS 2010—3027, 4 p. http://energy.cr.usgs.gov/ oilgas/. Kitchka A., Dovzhok T., 2013. Why the Black Sea Basin is still immature petroleum province? An analysis of geological constraints and exploration problems: Proceedings of the IV International scientific and technical conference «Geology and hydrocarbon po- tential of the Black Sea region» 11—15 September 2013, Varna, Bulgaria, P. 97—102. Konerding C., 2005. Mio-Pleistocene sedimentation and structure of the Romanian shelf, northwestern Black Sea. PhD thesis. Hamburg University, 140 p. Loncke L., Mascle J., 2004. Fanil Scientific Parties. Mud volcanoes, gas chimneys, pockmarks and mounds in the Nile deep-sea fan (eastern Mediterranean); geophysical evidences. Marine and Petroleum Geo- logy (21), 669—689. Marshan S., 2005. Earth: Portrait of a Planet. New York: WW Norton & Company, 748 p. Moroşanu I., 2012. The hydrocarbon potential of the Romanian Black Sea continental plateau. Romanian J. Earth Sci. (2), 91—100. Naudts L., De Batist M., Greinert J., Artemov Y., 2009. Geo-and hydro-acoustic manifestations of shallow gas and gas seeps in the Dnepr paleodelta, north- western Black Sea. The Leading Edge September 2009. P. 1030—1040. Okay A. I., Sengor A. M. C., Görür N., 1994. Kinematic history of the opening of the Black Sea and its effect on the surrounding regions. Geology 22, 267—27. Okyar M. V., 1999. Ediger Seismic evidence of shallow gas in the sediment on the shelf off Trabzon, south- eastern Black Sea. Seismic Continental Shelf Res. 19 (Issue 5), 575—587. Öztaş Y., 2010. Presentation, TPAO, BBSPA Conference, 15 April 2010, Vienna. Peckmann J., Reimer A., Luth U., 2001. Methane-derived carbonates and authigenic pyrite from the north- western Black Sea. Marine Geology (1-2), 129—150. ФАТА-МОРГАНА БИОГЕННОЙ ДОКТРИНЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЧЕРНОМ МОРЕ... Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 15 Fata morgana of biogenic doctrine of hydrocarbons in the Black sea © O. M. Rusakov, R. I. Kutas, 2014 During past three years eleven explorations wells have been drilled in the Turkish, Bulgarian, and Rumanian exclusive economic zones of the Black sea on the shelf, within transition zone and deep-water hollow, ten of which have been considered as non-prospective. To estimate a hydrocarbon potential of Domino-1 well (Romania) it should be necessary to spend several billion of US dollars during 5—6 years. It has been shown that low efficiency of exploration for oil and gas with modern apparatus and software program is due to consequence of adherence to scientific doctrine of biogenic methane tenets. Areas of intensive gas seeps are recommended for gas of deep origin prospecting. Key words: Black sea, mobile drilling platforms and vessels, hydrocarbons. Reitner J., Packmann J., Reimer A. et al., 2005. Methane- derived carbonate build-ups and associated microbi- al communities at cold seeps on the Lower Crimean shelf (BlackSea). Facies (1), 66—79. Schumacher D., 1996. Hydrocarbon-induced alteration of soils and sediments. In: Hydrocarbon migration and its near-surface expression (Eds D. Schumacher, M. A. Abrams). AAPG Memoir 66, 71—89. Tüyüz O., 2011. Timing and Mechanism of the Opening of the Western Black Sea Basin. Search and Discov- ery Article № 30152. Waples D. W., 1979. Simple method for oil source bed evaluation. AAPG Bulletin (63), 239—245. Avatkov V., 2011. Turkish energy game. News agency «Regnum». http://www.regnum.ru/news/1469136. html [Accessed 19 November 2011]. Atlas of oil and gas in Ukraine. Southern oil and gas region. 1998. Lviv: Centr Evropi, vol. VI, 223 p. (in Ukrainian). Bazhenova O. K., Fadeeva N. P., Sent-Germes M. L., Tihomirova E. E., 2003. Depositional environments in the Eastern Ocean Paratethys in the Oligocene- early Miocene. Vestnik Moskovskogo universiteta. Ser. Geologija (6), 12—19 (in Russian). Gevork’jan V. H., Burakov V. I., Isagulova Ju. K., 1991. Gazovmeschayuschie built at the bottom of the north-western part of the Black Sea. Dokl. Akad. Nauk USSR (4), 80—85 (in Russian). Zaharchuk S. M., Mel’nichuk P. M., Ozernij O. M., 2007. Hydrocarbon potentsіal morskih akvatorіy that dry land Pіvdnya Ukrainy. Collection of scientific works UkrSІGP (2), 261—269 (in Ukrainian). Egorov V. N., Polikarpov G. G., Gulin S. B., Artemov Ju. G., Stokozov N. A., Kostova S. K., 2003. Modern ideas about the environment-forming and ecological role of methane gas bubble from the bottom of the Black Sea. Mors’kij ekologichnyj zhurnal (3), 5—26 (in Rus- sian). Esipovich S. M., 2012. Intense zone of tectonic-geody- namic regime and petroleum potential of the Black References Sea. Geologija i poleznye iskopaemye Mirovogo okeana (3), 20—35 (in Russian). Ivanov M. K., Polikarpov G. G., Lein A. Ju., 1991. Bio- geochemistry of carbon cycle in the area of the Black Sea methane gas. Dokl. Akad. Nauk SSSR (5), 1235—1240 (in Russian). Kichka A. A., Vorob’ev A. I., 2011. Analysis of the results oil and gas exploration in the Black Sea region and the new direction of the search of hydrocarbon de- posits using remote sensing techniques. Collection of scientific works UkrSІGP (4), 180—183 (in Ukrai- nian). Kudryavtsev N. A., 1963. Deep faults and oil fields. Pro- ceedings of VNIGRI. Leningrad: Gostoptehizdat. Is. 215. 220 p. (in Russian). Kutas R. I., 2003. Geothermal regime of the Black Sea Basin: role in the development of geodynamic pro- cesses and the formation of the hydrocarbon poten- tial. Problems of geodynamics and petroleum poten- tial of the Black Sea-Caspian region: Abstracts of the V Int. Conf. «Crimea-2003». Simferopol: Association of Geologists Simferopol, 51—53 (in Russian). Kutas R. I., 2011. Geothermal conditions of sedimentary basins in the Crimean Black Sea region. Azov-Black Sea landfill geodynamics and fluid dynamics study of the formation of oil and gas fields: Proceeding of the IX Int. Conf. «Crimea-2011». Simferopol: Associ- ation of Geologists Simferopol, 12—26 (in Russian). О. М. РУСАКОВ, Р. И. КУТАС 16 Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 Kutnyj V. A., Inozemcev Ju. I., 2001. Litifikat as an indica- tor activity gas flares in the northwest of the Black Sea. In: Geologic problems of the Black Sea. Kiev: Karbon, 216—227 (in Russian). Lisicyn A. P., 1988. Avalanche sedimentation and breaks in sedimentation in seas and oceans. Moscow: Nau- ka, 309 p. (in Russian). Lopatin N. V., 1971. Temperature and geological time as factors of coalification. Izvestia AN SSSR. Ser. geologicheskaya (3), 95—106 (in Russian). Maksimov E. M., 2005. Geology, searching for and ex- ploration of gas and oil. Textbook. Tumen: TSOGU. 103 p. (in Russian). Mejsner L. B., Tugolesov D. A., 2003. Reference reflec- tors in the seismic record sedimentary cover of the Black Sea basin (stratigraphic correlation and bind- ing). Stratigrafija. Geologicheskaja korreljacija 11(6), 83—97 (in Russian). Mejsner L. B., Tugolesov D. A., Panaev V. A. i dr., 2002. The study of spatial and temporal regularities of flammable and ore minerals in the Black, Azov and Caspian Seas. Resource assessment of promising fields. Report SRC FGUGP «Yuzhmorgeologiya». Gelendzhik, 338 p. (in Russian). Pjedzh D., 1867. Philosophy of geology. St. Petersburg: N. Tiblen and Ko. (N. Nekludov). 158 p. (in Russian). Rusakov O. M., Kutas R. I., 2011. Problems of estimating oil- and gas-bearing of the northeastern part of the Ukrainian Sector of the Black Sea. Geofizicheskij zhurnal 33 (4), 50—61 (in Russian). Samar V., 2009. Oil and Gas of the Black Sea: that «lost» Ukraine? Newspaper «Mirror of the week», Febru- ary 6. Starostenko V. I., Krupskij B. L., Pashkevich I. K., Rusa- kov O. M., Makarenko I. B., Kutas R. I., Gladun V. V., Legostaєva O. V., Lebid’ T. V., Maksimchuk P. Ja., 2011. Fault tectonics and hydrocarbon potential Ukrainian sector of the north-eastern part of the Black Sea. Naftova і gazova promislovіst’ (1) 7—10 (in Ukrainian). Starostenko V. I., Lukin A. E., Rusakov O. M., Pashkev- ich I. K., Kutas R. I., Gladun V. V., Lebed’ T. V., Maksim- chuk P. Ja., Legostaeva O. V., Makarenko I. B., 2012. On the prospects of discovery of massive deposits of hydrocarbons in heterogeneous traps the Black Sea. Geofizicheskij zhurnal 34(5), 3—21 (in Russian). Tugolesov D. A., Gorshkov A. S., Meisner L. B., Solo- vyev V. V., Khakhalev E. M., 1985. Tectonics of Me- sozoic-Cenozoic deposits of the Black Sea basin. Moscow: Nedra. 216 p. (in Russian). Hanin A. A., 1969. Reservoir rocks of oil and gas and their study. Moscow: Nedra, 368 p. (in Russian). Holodov V. N., 2006. Geochemistry of sedimentary pro- cess. Moscow: GEOS, 608 p. (in Russian). Shnjukov E. F., Sobolevskij Ju. V., Kutnyj V. A., 1995. Un- usual carbonate built continental slope north-west- ern part of the Black Sea — the likely consequence of subsurface degassing. Litologija i poleznye is- kopaemye (5), 451—461(in Russian). Electronic Nautical charts 1:50 000, 1998, St. Peterbug. Aliyev G. M., Guliyev I. S., Levin L. E., Fedorov D. L., 2004. Hydrocarbon potential of the Caspian Sea re- gion. In: South-Caspian Basin: geology, geophysics, oil and gas content (Ed. Ali-Zadeh). Baku: Nafta- Press, P. 269—285. Aliyeva E., 2004. Depositional environment and archi- tecture of Productive Series reservoir in the South Caspian basin. In: South-Caspian Basin: geology, geophysics, oil and gas content (Ed. Ali-Zadeh). Baku: Nafta-Press, P. 19—31. Atalay R., Kırbıyık S., Pamir Özcan B., 2012. Deepwater Well Drilled by Two MODU in Black Sea, Turkey. Proceedings of the Twenty-second (2012) Interna- tional Offshore and Polar Engineering Conference Rhodes, Greece, June 17—22, 2012. Benton J., 1997. Exploration history of the Black Sea Province. In: Regional and Petroleum Geology of the Black Sea and Surrounding Region (Ed. A. G. Rob- inson). AAPG Memoir 68, P. 7—18. Carbonate Cementation in Sandstones. Spec. publ. number 26 of the International Association of Sedi- mentologist. Blackwell Science. — 1998, 511 p. Dupre S., Woodside J., Klaucke I., Mascle J., Fou- cher J-P., 2010. Widespread active seepage activity on the Nile Deep Sea Fan (offshore Egypt) revealed by high-definition geophysical imagery. Marine geo- logy 275 (1-4) P. 1—19. Georgiev G., 2012. Geology and Hydrocarbon Systems in the Western Black Sea. Turkish J. Earth Sci. 21, 723—754. Guliyev I. 2002. South Caspian depression — an inten- sive area of hydrocarbon fluid formation and migra- tion: Proceeding of the YII Intern. Conf. on gas in marine sediments and natural marine hydrocarbon seepage in the World Ocean with applications to the Caspian Sea. Baku: Nafta Press, P. 66—69. Guliyev I. S Mamedov P. Z., Feyzullayeм A. A., Husey- nov D. A., Kadirov F. A., Aliyeva E. H-M., Tagi- yev M. F., 2003. Hydrocarbon systems of the South Caspian basin. Baku: GI NASA Publ., 205 p. Hickey T., 2012. Petroceltic — Oil Council. World As- sembly. www.oilcouncil.com/.../Tom%20Hickey%20 Petroceltic.pdf. ФАТА-МОРГАНА БИОГЕННОЙ ДОКТРИНЫ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЧЕРНОМ МОРЕ... Геофизический журнал № 2, Т. 36, 2014 17 Keskin H., 2007. Review of natural gas discovery and production from conventional resources in Turkey: Sci. Abstracts. Middle East Technical University, 91 p. Khriachtshevska O., Stovba S., Popadyuk I., 2009. Hy- drocarbon prospects in the Western Black Sea of the Ukraine. The Leading Edge September, P. 1024— 1029. Kirschbaum M. A., Schenk C. J., Charpentier R. R., Klett T. R., Brownfield M. E., Pitman J. K., Cook T. A., Tennyson M. E., 2010. Assessment of undiscovered oil and gas resources of the Nile Delta Province, Eastern Mediterranean. U.S. Geological Survey Fact Sheet FS 2010—3027, 4 p. http://energy.cr.usgs.gov/ oilgas/. Kitchka A., Dovzhok T., 2013. Why the Black Sea Basin is still immature petroleum province? An analysis of geological constraints and exploration problems: Proceedings of the IV International scientific and technical conference «Geology and hydrocarbon po- tential of the Black Sea region» 11—15 September 2013, Varna, Bulgaria, P. 97—102. Konerding C., 2005. Mio-Pleistocene sedimentation and structure of the Romanian shelf, northwestern Black Sea. PhD thesis. Hamburg University, 140 p. Loncke L., Mascle J., 2004. Fanil Scientific Parties. Mud volcanoes, gas chimneys, pockmarks and mounds in the Nile deep-sea fan (eastern Mediterranean); geophysical evidences. Marine and Petroleum Geo- logy (21), 669—689. Marshan S., 2005. Earth: Portrait of a Planet. New York: WW Norton & Company, 748 p. Moroşanu I., 2012. The hydrocarbon potential of the Romanian Black Sea continental plateau. Romanian J. Earth Sci. (2), 91—100. Naudts L., De Batist M., Greinert J., Artemov Y., 2009. Geo-and hydro-acoustic manifestations of shallow gas and gas seeps in the Dnepr paleodelta, north- western Black Sea. The Leading Edge September 2009. P. 1030—1040. Okay A. I., Sengor A. M. C., Görür N., 1994. Kinematic history of the opening of the Black Sea and its effect on the surrounding regions. Geology 22, 267—27. Okyar M. V., 1999. Ediger Seismic evidence of shallow gas in the sediment on the shelf off Trabzon, south- eastern Black Sea. Seismic Continental Shelf Res. 19 (Issue 5), 575—587. Öztaş Y., 2010. Presentation, TPAO, BBSPA Conference, 15 April 2010, Vienna. Peckmann J., Reimer A., Luth U., 2001. Methane-derived carbonates and authigenic pyrite from the north- western Black Sea. Marine Geology (1-2), 129—150. Reitner J., Packmann J., Reimer A. et al., 2005. Methane- derived carbonate build-ups and associated microbi- al communities at cold seeps on the Lower Crimean shelf (BlackSea). Facies (1), 66—79. Schumacher D., 1996. Hydrocarbon-induced alteration of soils and sediments. In: Hydrocarbon migration and its near-surface expression (Eds D. Schumacher, M. A. Abrams). AAPG Memoir 66, 71—89. Tüyüz O., 2011. Timing and Mechanism of the Opening of the Western Black Sea Basin. Search and Discov- ery Article № 30152. Waples D. W., 1979. Simple method for oil source bed evaluation. AAPG Bulletin (63), 239—245.

Фата-моргана биогенной доктрины углеводородов в Черном море

Репозитарії

Схожі ресурси