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 тяк же шельф Азовскогг млпя ГСивалюкж' 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 зяпасы нефти 790-860 млад, тонн

Запасы нефтегазоносного района Персидского залива (Иран, Ирак, Саудовская Аравия и Эмираты) составляют 2500 млрд. м газа и 1950 мл^д. 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 10-20 м. Глубина залегания газоносных пластов в данном районе 3000-5000 метров. Дебит одной скважины будет составлять 1,5 - 20 - тыс. м³ в сутки. В данном регионе находятся большие запасы нефти на глубине 1500 - 5000 м. Дебит одной скважины будет составлять 100 - 600 тонн в сутки.

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 - 5000 м. Дебит одной скважины будет составлять 250 - 1000 тонн в сутки.

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 2000 м, отсутствует государственное финансирование, кредиты. Не производится рекреация старых скважин и бурение новых. Добыча газа постепенно падает.

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.

3. БОНДАРЧУК В.Г., ПОРФИРЬЕВ В.Б., КЛИМЕНКО В.Я. Работы Академии наук УССР по геологии нефтяных месторождений Украины

4.БУРШТАР М.С. Геология и нефтегазоносность платформенных областей Предкавказья и Крыма.

5. БУРШТАР М. С.,  ИЛЬИН В.Д., НЕЙМАН В.Б. О региональной нефтегазоносности ниж­него альба южных районов СССР.

6. ЕУРШТАР М.С., КЛИТОЧЕНКО И.Ф._. Геологическое строение и переспективы нефтеггазоносности северного Причерноморья и северо-западного Приазовья.

7. ГЕРМАНОК М.М., ОСЛОПОВСКИЙ А.П. Переспективы газонефтеносности Степного

и Предгорного Крыма.

8.  ДАНИЛЕВСКИЙ А.М.  Крымская нефть.

9. ПАНЧЕНК0 Д.Е. К вопросу о геологической структуре и переспективах га-зо-нефтеносности Северного Причерноморья.

10. ПАШЕНК0 Я.Е. Тектонический режим Индольской впадины в майкопское время и его влияние на характер породи распределение фракций.

11. ПАЩЕНКО Я.Е. Палеография майкопского бассейна Крыма.

12. РУДИН Г.И. Об изменениях свойств нефтей в отложениях Майкопа и миоцена Керченского полуострова.

13. РУДИН Г.И., ДОЭИН Я.Д. Характеристика нефтей Керченского полуострова.

14. СКОПИЧЕНКО М.Ф. Геологическое строение центральной части Причерноморс­кой впадины по данным геофизики.