IV. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА В РАЙОНЕ СИВАШСКОЙ ВПАДИНЫ И ИНДОЛО-КУБАНСКОГО ПРОГИБА.
Наиболее перспективными нефтегазоносными районами в Крымском регионе являются шельф Черного моря (Алминская впадина, южный борт Северо-Крымского прогиба, юго-западный склон Евпаторийско-Новоселовского вала, а также шельф Азовского моря, Сивашская впадина и южный борт Индольского прогиба в районе Арабатской стрелки и Арабатского залива).
Преимущества разработки нефтегазоносных районов Присивашья и шельфа Азовского моря состоят в следующем:
-» Перспективы на нефть и газ в Азовском море (площадь 40 тыс. км Доставляют порядка 30 тыс. км площади, Черного моря (площадь 90 тыс. км ) составляют примерно 35 тыс. км -> Лучшие гидрологические условия Азовского бассейна перед Черноморским (меньшая глубина, высота волны, лучшие характеристики ветров, легче грунт) •* Меньшая заселенность восточных районов Крыма перед западным -» Близость портов, пригодных для транспортировки нефти и газа -
Феодосия, Керчь, Мариуполь
-» Более благоприятные условия для строительства нефтегазопроводов
Сотрудниками Украинского научно-исследовательского
геологоразведочного института (УкрНИГРИ) в 1968 году просчитаны геологические запасы нефти и газа в районе Сивашской впадины и Индольского прогиба. Запасы газа составляют 910-980 млрд. м3, а запасы нефти 790-860 млрд. тонн
Запасы нефтегазоносного района Персидского залива (Иран, Ирак, Саудовская Аравия и Эмираты) составляют 2500 млрд. м*3 газа и 1950 млрд. тонн нефти.
Запасы Сахаро-Средиземноморского нефтегазоносного бассейна составляют 1200 млрд. м3 газа и 5 млрд. 20 млн. тонн нефти.
Саравакский нефтегазоносный бассейн (Малазия, Бруней, Индонезия) содержит 8,5 млрд. м3 газа и 4,6 млрд. тонн нефти.
В результате исследований общих свойств и группового состава бензинокеросиновых фракций 21 пробы нефтей из отложений среднего и верхнего Майкопа, чокрака, карагана и нижнего сармата, было установлено, что средний отдел майкопской свиты вмещает нефть с удельным весом 0,7983 - 0,8136, парафинистые, с малым содержанием акцизных смол (не выше 7-8%), бессернистые, по групповому составу углеводородов - метановые.
Верхний отдел Майкопа содержит нефть с удельным весом 0,8494 -0,8606, слабопарафинистые с большим содержанием смол и меньшим -светлых продуктов, чес среднем аикопское. По групповому составу углеводородов - метанонафтеновые.
В чокракских отложениях нефть удельным весом 0,9116 - 0,9310, беспарафиновые, не содержат бензино-легроиновых фракций. Серы и смол в 2-3 раза больше, чем в майкопских нефтях, по групповому составу углеводородов - нафтеновые. В легких нефтях нафтены находятся в большей связи с парафинами, чем с ароматическими углеводородами, в тяжелых - нэобопот
Повышение степени метанизации нефти с глубиной залегания наблюдается только в парафиновых нефтях майкопской свиты. Изменение глубины залегания нефтеносного горизонта не оказывает существенного влияния на коренные свойства типов нефти.
Добычу газа путем бурения глубоких параметрических скважин целесообразно вести на Сивашской впадине и Сивашском прогибе в Северо-Западном шельфе Азовского моря, на глубине 10-
Однако нефть целесообразней добывать на шельфе в юго-западной части Азовского моря на Индольской впадине и Индоло-Кубанском передовом прогибе (район Арабатской стрелки и Арабатского залива). Нефть здесь находится на глубине 1500 -
В 1970 году УкрНИГРИ и трестом «Краснодарнефтегеофизика» проведен теоретический подсчет и оценка разведочного бурения в описываемом районе. Продуктивными оказались 68,3% всех
пробуренных скважин. Был принят коэффициент удачи разведки 0,5, т.е. из 2-х пробуренных скважин одну считали непродуктивной. Следовательно, подсчитанные площадям запасы нефти и газа были сознательно уменьшены в 1,5 раза.
Таким образом, для начала буровых работ на газ требуется 3 платформы с буровым оборудованием, для работ по организации добычи нефти - также три платформы с буровым оборудованием.
Проект буровых платформ для глубинного бурения на шельфе Черного и Азовского морей был разработан ЦКБ «Коралл» (Севастополь) и они строились на Черноморском судостроительном заводе (Николаев). Ориентировочная стоимость платформы - 1 млн. долл. США.
Буровое оборудование для глубокого бурения производится на заводе «Уралмаш» (Екатеринбург). Стоимость одного комплекта оборудования с доставкой и монтажом 500 - 600 тыс. долл. США.
Аналогичная платформа с оборудованием, производимые в Италии и Германии стоят примерно 10 млн. долл. США.
Для обслуживания одной буровой установки необходим следующий персонал:
•» Буровой мастер - 1 чел.
■* Бурильщики - 3 чел.
■» Машенист-дизелист - 1 чел.
-» Сварщик- 1 чел.
■* Обслуживающий персонал - 3 чел.
На платформе должны находиться 2 буровые смет-1 -^бог-вахтовым методом. Таким образом, для непрерывной работы на платформе необходимы 4 рабочих смены. Для обеспечения работ на буровых платформах необходимы 3 морских буксира.
В настоящее время работы на Глебовском газовом месторождении и на шельфе Черного моря в районе Каркинитского залива полуострова Тарханкут и Азовского моря в районе Мариуполя ведется государственным предприятием «Черноморнефтегазстрой» (управление в Симферополе, база в пос. Черноморском). Работы ведутся на устаревшем оборудовании середины 60-х гг., позволяющем вести бурение до глубины
Работы по поиску и промышленной добыче нефти осуществляются акционерным обществом «Крымтехаснафта» в восточной и северовосточной части Керченского полуострова. После расхищения 16 млн. долл. Государственных кредитов и 20 млн. долл. иностранных инвестиций, ведется добыча нефти из старых разведочных скважин. Добыча нефти постоянно падает.
В 90-е годы были проведены исследования мировых запасов нефти и газа, выполненные фирмой «Эксон Корпорейшн», а также Дж.Д.Муди из «Мобил Ойл Корпорейшн». Установлено, что половина мировых запасов нефти, добыча которых предполагается в будущем, находится в труднодоступных для добычи районах. Основываясь на этом, делается вывод, что в XXI веке добыча нефти и газа будет падать, а цены постоянно расти.
ЛИТЕРАТУРА :
1. АЛЬЕ0В С.Б. "0 нефтяных водах Степного Крыма".
2. АЛЬЕ0В С.В. "0 прогнозе нефтеносности майкопских и миоценовых отложений
Крыма".
З. ДЛЕБОВ С.В. "К вопросу о нефтяных водах, неогена Причерноморской впадины".
4. БОНДАРЧУК В.Г., ПОРФИРЬЕВ В.Б., КЛИМЕНКО В.Я. "Работы Академии наук УССР по геологии нефтяных месторождений Украины".
5. БУРШТАР М.С. "Геология и нефтегазоносность платформенных областей Предкавказья и Крыма".
б. БУРШТАР М.С., ИЛЬИН В.Д., НЕЙМАН В.Б. "0 региональной нефтегазоносности нижнего альба южных районов СССР.
7. СОКЛИТОЧЕНКО И.Ф. "Геологическое строение и переспективы нефтегазоносности северного Причерноморья и северо-западного Приазовья".
8. ГЕРМАНОК М.М., ОСЛОПОВСКИЙ А.П. "Переспективы газонефтеносности Степного
и Предгорного Крыма".
9. ДАНИЛЕВСКИЙ А.М. "Крымская нефть".
10. ПАНЧЕНК0 Д.Е. "К вопросу о геологической структуре и перспективах газо-нефтеносности Северного Причерноморья.
11. ПАШЕНК0 Я.Е. "Тектонический режим Индольской впадины в майкопское время и его влияние на характер породы распределения фракций".
12. ПАЩЕНКО Я.Е. "Палеография майкопского бассейна Крыма".
13. РУДИН Г.И. "Об изменениях свойств нефтеносных горизонтов в отложениях Майкопа и миоцена Керченского полуострова".
14. РУДИН Г.И., ДОЭИН Я.Д. "Характеристика нефтей Керченского полуострова". СКОПИЧЕНКО М.Ф. "Геологическое строение центральной части Причерноморской впадины по данным геофизики".