В плані перспектив нафтогазоносності Тернопільська область розташована в середній частині Волино-Подільської нафтогазоносної області /НГО/ яка, в свою чергу являє середній елемент просторої Балтійсько-Переддобрудзької нафтогазоносної провінції, що охоплює всю західну окраїну Східно-Європейської платформи з системою перикратонних окраїнноплатформенних прогинів.

Розріз Дніпровського перикратону, що складає основу Волино- Подільської НГО, в межах Тернопільської області починається з вулканітів нижнього-венду /С-300м/, а іноді з відкладів більш молодої могилів- подільської серії верхнього венду /50-200 м/. Остання складена пісковиками, арлігітами, а у верхній частині бітумінозними горючими сланцями. Цей розріз нарощується тонкоритмічною піщано-глинистою товщею канилівської серії /до 150м/ верхнього венду та теригенними відкладами кембрію /100-650м/, що розпочинає палеозойську систему. При чому нижня /балтійська/ серія переважно глиниста /до 130м/, лише в основі присутня 10-20м пачка пісковиків/рівненська світа/, а в верхній бережківській переважають потужні пачки пісковиків, що глинисто-алевритовими прошарками в 30-50м відокремлюються в самостійні горизонти /до 5 горизонтів/. В ордовицьку епоху більша частина Тернопільської області представляла великий палеоострів /Чортківське палеопідняття/, тому ці відклади присутні тільки на північному заході / до 30 м/ і крайньому сході /2-5м/. Частіше кембрійські відклади на цій території перекриваються досить потужними утвореннями силуру /300-500м/, що складені переважно глинистими вапняками, мергелями, доломітами, а в субмеридіальній смузі вздовж р. Стрипа завширшки 25-30 км в його розрізі на двох рівнях з'являються біогермні тіла потужністю в 30-50 м, які утворювали в свій час, на думку багатьох вчених, бар'єрні рифи. Без перерви в осадконагромадженні розріз силуру нарощується потужними переважно теригенними з прошарками вапняків породами нижнього девону /від 0 на крайньому сході до 350 м в районі м. Тернопіль і до 1270 м на заході області/.

Північно-західну частину Тернопільської області займає більш молоде тектонічне утворення – Львівський палеозойський прогин / середній-верхній девон-карбон/, що є накладеною структурою на Дністровський перикратон і в межах області представлений своїм центроклінальним замиканням. Середній девон /0-170м/ складений доломітами, ангідридами, вапняками, аргілітами та пісковиками. Кількість карбонатних складових нарощується догори і вже у верхньодевонській товщі домінують доломіти та вапняки. Палеозойські відклади Дністровського перикратону та Львівського прогину західніше лінії Тернопіль-Бучач перекриваються малопотужними чохлами /до 100м/ крейдового відділу мезозою, що представлений конгломератами, пісковиками та іноцерамовими вапняками сеноману та вапняками з кременями турону.

Багаторічне вивчення нафтогазоносності Волино-Поділля показало, що головними перспективами в цьому відношенні є три літолого-стратиграфічних комплекси: кембрійський теригенний, силурійський карбонатний /рифогенні вапняки/ та середньодевонський з підстелюючими його нижньо-девонськими відкладами - /покрівля до 50м/. Середньодевонський комплекс виявився перспективно нафтогазоносним лише в межах Волинської та Львівської областей, де відкриті два родовища газу: Великомостівське /Львівська обл./ та Локачинське/Волинська обл./.

Більш широкими в площадному співвідношенні вимальовуються перспективи кембрійського комплексу, які охоплюють вже і Тернопільську область західніше меридіану м. Тернополя.

З біогермними/рифовими/ утвореннями силуру пов'язуються, головним чином, ресурси нафти і вони прогнозуються у вищезгаданій смузі вздовж р. Стрипа.
На сьогоднішній день в межах Тернопільської області проведений об'єм рекогносцировочних сейсмічних досліджень, пробурено 6 /Кременецька, Золочівська, Хмелівська, Бучач – 1,2, Завадівська/ глибоких параметричних свердловин і ряд структурно-пошукових свердловин /пл. Завадівка, Бучач, Коропець-Пишківці, Підгайці, Дарахів, Конопків/, серед яких 14 свердловин розкрили силурійський і частково кембрійський комплекс.
В сердловинах Пігайці 1,2, Коропець-Пишківці 1-4, Бучач- 1 доказано продовження на територію Тернопільської області смуги рифогенних утворень силуру.

При випробуванні свердловин на площі Бучач мали місце газопрояви з відкладів кембрію і силуру.

Результати приповерхневих геохімічних досліджень на площі Бережани-Поморяни (Ольхівецький об'єкт).

Приповерхневі геохімічні дослідження проводились на Ольхівецькому об'єкті, який належить до Бережано-Козіївського перспективного району і виявлені шляхом комплексної інтерпретації дистанційних і геолого- геофізичних даних (Арістов М.В. та інші).

Ольхівецький об'єкт розташований на правому схилі долини р. Золота Липа. Він чітко проявляється на космічних знімках як фотонова аномалія, розташована на перетині лінементних зон. У рельєфі цей об'єкт проявляється за дугоподібними обрисами русла Золотої Липи та балок, які його обмежують, аномаліями розчленованості рельєфу і будови річкової долини.

Площа геохімічних досліджень знаходиться у межах південної частини східного борту Львівського палеозойського прогину. В геологічній будові району робіт приймають участь відклади валдайської серії верхнього протерозою, кембрію, ордовіку, силуру, девону, нижнього девону, верхньої крейди і антропогену. Підстилаючий їх фундамент представлений породами архей-протерозойського віку.

Район робіт характеризується моноклінальним заляганням верств осадового чохла. Поклади вуглеводнів на монокліналях, як правило, пристосовані до флексур, структурних носів і полого падаючих розривних порушень. З іншого боку, доведена приуроченість скупчень вуглеводнів до структурних вузлів, розташованих на перетині лінеаментних зон.

Проведений комплекс геохімічних досліджень включав вивчення вмісту вуглеводнів, окремих невуглеводневих компонентів (Н₂, Н_е, О₂, СО_2,N₂) у вільних та сорбованих газах. Результати аналізів газів разом з координатами пунктів спостережень були занесені в ПЕОМ.

Були сформовані вибірки даних для вуглеводневих компонентів. За допомогою програм «Statistica» була проведена статистична обробка результатів аналізів, вивчались середнє арифметичне (±) та середнє квадратичне відхилення (σ). Граничні значення фонового поля визначалися на рівні χ + σ та χ+2 σ.

З використанням комплексу програм "Surfer" були побудовані карти-схеми вмісту метану, етану, суми важких вуглеводнів, відношення насичених вуглеводнів до ненасичених, а також вмісту метану у вільних газах.

В результаті аналізу і співставлення карт між собою виявлена геохімічна аномалія у південній частині площі Бережани-Поморяни. Аномальні вмісти метану знаходяться у східній і в північно-східній частині ділянки та просторово тяжіють до надпомейних терас річкової сітки, що можливо, обумовлено впливом біогенного (сингенетичного) метану, тому не відносяться виконавцями до найбільш інформативних. Найбільш високу інформативність, на наш погляд, зоскільки генерація цих компонентів у рихлому чохлі вважається практично неможливою. Виявлена геохімічна аномалія за формою близька до кільцевої.

Для геологічної інтерпретації геохімічних параметрів виконавцями були зібрані і проаналізовані матеріали геологічної зйомки, глибокого та структурно-пошукового буріння, регіональних геофізичних досліджень (КМПВ), гравіметричних та магнітометричних робіт, дані по літології приповерхневих відкладів і геохімічних досліджень.

Виявлена газова аномалія просторово добре співпадає з виділеним в результаті переінтерпретації геофізичного матеріалу (Фільштинський Л. Є., 1972 р.). Мечищівським прогнозним підняттям добре співпадає Мечищівська геохімічна аномалія (Сілецький Т. М., 1973 р.)

Через Мечищівське підняття за загальногеологічними даними проходить силурійська рифова зона.

Геохімічна аномалія частково співпадає з виявленим аерокосмічним зніманням Ольхівецьким прогнозним об'єктом, але дещо зміщена у південному напрямку.

Аналіз результатів комплексних геохімічних та геофізичних досліджень на площі Бережани-Поморяни (Ольхівцекий об'єкт).

Аналізуючи результати приповерхневих досліджень, проведених на площі Бережани-Поморяни виконавці дійшли висновку, що геохімічні поля на території Куропатницького об'єкту за усіма основними параметрами характеризуються фоновими значеннями. Концентрації етану у газах, сорбованих породами на глибині 1,5 м у межах ділянки коливаються від слідів до 0,001 см³/кг, аномальні ж вмісти, визначені за допомогою статистичної обробки геохімічних даних, перевищують 0,005 см³/кг. Концентрації одного з основних інформативних параметрів – суми важких вуглеводнів, коливаються від слідів до 0,002 см³/кг, аномальними ж для площі, що досліджуються, визначені вмісти >0,002 см³/кг. Тому Куропатницький об'єкт вважається безперспективним у плані пошуків вуглеводневих покладів.

Серед позитивних факторів, що вказують на можливість існування вуглеводневого покладу в районі Ольхівецького об'єкту є висока загазованість відкладів у свердловині Бережани-1, починаючи з глибини 850 м (нижній девон), яка досягає максимальних значень у підошві силурійських відкладів (360 см³/кг).

Розподіл концентрацій вуглеводнів у породах та глинистому розчині в розрізі свердловини наведено в таблиці.

Водночас, проведені ЗУГРЕ електророзвідувальні роботи методом становлення поля у ближній зоні (ЗСБЗ) на профілі 1, який проходить через виявлену у межах Ольхівецького об'єкту геохімічну аномалію показують, що на геоелектричному розрізі у інтервалі пікетів 5000-9500 спостерігається значна зміна позірного опору (від 50 до 300 Ом*м). Така зміна опорів може бути пов'язана зі зміною літології або типу флюїдонасичення порід (карбонатизація або присутність ВВ).

У межах виявленої аномалії співробітниками відділу геофізичних досліджень ЛВ УкрДГРІ (А. М. Канонський та ін.) додатково проведені електророзвідувальні роботи ЗСБЗ (профілі I, II, III;). За результатами цих робіт була виділена пачка карбонатних відкладів потужністю 250-300 м, що характеризується високими позірними опорами (60-80 Ом*м) і належить до лопушанської світи середнього девону.

На електророзвідувальному профілі спостерігається, що ця товща не однорідна, оскільки у інтервалах пікетів 2000-3500 та 6000-8500 спостерігається різке зниження позірних опорів – це може бути зумовлено тріщинуватістю та обводненістю цих відкладів. Зауважимо, що найвищі концентрації вуглеводневих газів у приповерхневих відкладах приурочені саме до цих ділянок.

Таким чином виділена електророзвідувальними роботами ЗСБЗ карбонатна товща може слугувати певним геохімічним бар'єром, який відіграє важливу роль у формуванні конфігурації виявленої геохімічної аномалії.

Аналіз компонентного складу вуглеводневих газів в процесі геохімічних досліджень у межах геохімічної аномалії дає змогу виявити наступні факти:

- Низькі значення співвідношення СН₄/СВГ;

- Наявну перевагу вмісту насичених вуглеводнів щодо ненасичених.

Аналогічна картина спостерігається і над Локачинським та Великомостівським газовими родовищами (за даними Борковського О.О., ЗУГРЕ, 1979-81 рр.)

Таким чином, комплексно розглянувши результати геохімічних досліджень, геолого-геофізичні дані, можна зробити висновок, що виявлена у південній частині ділянки досліджень геохімічна аномалія перспективна стосовно пошуків покладів вуглеводнів, і при наявності в надрах порід з достатніми колекторськими та екрануючими властивостями (сприятливі пасткові умови), ймовірність утворення скупчень ВВ є досить високою.

На Бережанській площі проводились роботи з використанням приповерхневих геохімічних методів. Завдання, яке було поставлене перед нами – оцінка перспективності морфоструктур, які були виявлені за результатами дистанційних методів досліджень.

Лабораторні роботи включали в себе дослідження проб вільного та сорбованого газів і нафтопродуктів.

У вільних та сорбованих газах вивчався вміст вуглеводню (метану, важких гомологів до С₆. Ненасичених).

Дегазація вмісту нафтопродуктів у пробах ґрунту проводилась на приладах АДП і ГДЕ, а аналізи газів – на хроматографі (Crom-5, Цвет-100, Цвет-500) згідно затверджених методик.

Дослідження вмісту нафтопродуктів у пробах ґрунту з глибини 3 м проводилось з використанням інфрачервоно-спектрофотометричного та люмінесцентно-бітумінологічного методів.

За результатами досліджень з використанням комплексу програм "Surfer" були побудовані карти-схеми вмісту метану, суми важких вуглеводнів, відношення суми важких вуглеводнів до метану, відношення насичених вуглеводнів до ненасичених у газах, сорбованих породами, а також сумарного вмісту ВВ у вільних газах.

Найбільш високу пошукову інформативність забезпечують аномалії по сумі важких вуглеводнів (С₂-С₆), тому що генерація цих компонентів у приповерхневих відкладах є неможливою, у той час як метан у цих умовах може утворюватись біогенним шляхом.

За результатами дослідження спостерігається, що аномалійні вмісти метану знаходяться у північно-східній частині ділянки і тяжіють до терас річкової сітки.

При співставленні карт-схем між собою у південній частині Бережанської площі виявлена геохімічна аномалія важких вуглеводнів. Дана аномалія близька до кільцевої і добре співпадає з виділеним в результаті переінтерпретації Л. Фільштинським геофізичних матеріалів Мечищівським прогнозним об'єктом по протерозою (волинська серія). Разом з цим вона частково співпадає також з Ольхівецьким прогнозним об'єктом, але дещо зміщена у південному напрямку.

У розрізі св. Бережани – 1 попередньо були проведені газометричні по керну і глинистому розчину (інтервал 300-2038м) та люмінесцентно-бітумінологічні (інтервал 350-1978м) дослідження.

Газометричні дослідження свідчать, що починаючи з глибини 850 м (нижній девон), проходить збільшення газонасиченості порід, яка досягає максимальних значень у підошві силурійських відкладів (360 см³/кг). Розподіл концентрацій вуглеводнів у порадах та глинистому розчині у розрізі свердловини Бережани-1 приведено у таблиці.

Таблиця 1. Вміст вуглеводневих газів у гірських породах та глинистому розчині у св. Бережани-1.

Для інтервалів з підвищеним вмістом вуглеводневих газів співвідношення гомологів до метану приведено в таблиці 2.

Таблиця 2. Вміст метану та важких вуглеводнів (ТВ) та їх співвідношення у св. Бережани -1.

Слід відзначити, що з глибиною жирність газу зменшується, що вказує на високий ступінь катагенетичних перетворень відкладів силуру та кембрію; дані відклади знаходяться у головній фазі газогенерації

Аналіз компонентного складу вуглеводневих газів за результатами приповерхневих геохімічних досліджень вказує на ряд особливостей приповерхневого геохімічного поля:

- Досить високе співвідношення ТВ/СН₄ (близьке до 1);

- Наявність ненасичених вуглеводнів, причому їх вміст у ряді випадків переважає вміст гомологів метану.

Розглянемо дані особливості.

1) При співставленні результатів дослідження компонентного складу газів нижнього девону, силуру, кембрію та результатів приповерхневих геохімічних робіт виникає сумнів щодо участі газів даних відкладів у формуванні приповерхневого геохімічного поля, оскільки вони характеризуються малими значеннями співвідношення ТВ/СН₄ (табл. 1) на відміну від газів приповерхневих відкладів
Джерело походження жирних газів повинно знаходитися у відкладах нижнього або середнього девону, які згідно геохімічної зональності для осадового комплексу є у головній зоні нафтогенерації, яка знаходиться у розрізі над головною зоною газогенерації (відклади силур-кембрій, високе співвідношення метану до гомологів).
2) Щодо наявності ненасичених вуглеводнів, то результати власних досліджень вказують, що аномальні значення ненасичених вуглеводнів співпадають з аномалійними полями рідких вуглеводнів, які встановлені за результатами люмінесцентно-бітумнологічних та ІЧ-спектрофотометричних досліджень. Наприклад в межах Бориславського нафтового родовища аномалійні поля ненасичених вуглеводнів спостерігаються лише на ділянках, які забруднені нафтопродуктами, незалежно від джерела походження: природного процесу міграції по тектонічних порушеннях до денної поверхні чи техногенного забруднення внаслідок нафтовидобутку. Це додатково підтверджує, що джерелом ненасичених вуглеводнів у приповерхневих умовах є процеси біодеградації глибинних вуглеводнів.

Дослідження кернового матеріалу із геохімічних свердловин глибиною до 3 м в межах Бережанської площі на вміст нафтопродуктів дали позитивні результати. Концентрація рідких метаново-нафтенових вуглеводнів у приповерхневих відкладах сягає значень 0,085 г/кг породи.

Враховуючи наведений матеріал, можна припустити наявність скупчення нафтових вуглеводнів, причому у відкладах верхнього-середнього девону.

Під сумнів отримані результати може поставити лише наступний факт. Після підйому керну із кембрійських відкладів (інт.1764-1765) у свердловині стався прихват інструменту. Для ліквідації аварії її змішали з глинистим розчином. Вплив нафти у глинистому розчині на склад десорбованого газу проявився у наступному. Якщо склад десорбованих газів із вищезалягаючих порід до глибини 1760м складався із СН₄ -94,2 об.% та ТВ- 5,8 об.% то в інтервалі 1800-2000 м метан знаходився в межах 32,2-85,7 об.% (середнє 61,4 об.%), а його гомологи 14,3-77,8 об.% (середнє 38,6 об.%).

Проте, якщо врахувати те, що приповерхневе розповсюдження нафтопродуктів значно поширене по площі та частково співпадає з аномаліями вуглеводневих газів, то можна припустити, що досліджувана територія перспективна в плані нафтоносності.

Необхідно також звернути увагу на розподіл метану, який утворює кільцеву аномалію в межах досліджуваної території кругом Ольхівецького прогнозного об'єкту. Якщо даний метан не є біогенного походження, то можна припустити, що ми маємо справу з розвантаженням вуглеводнів з силурійсько-нижньодевонських відкладів, де можна очікувати при сприятливих геолого-структурних умовах скупчення вуглеводневих газів.

1. «Геодинамічні умови формування і нафтогазоносність Карпатського та Волино-Подільського регіонів України». Ю. З. Купський, Укр ДГРІ м. Львів.
2. «Геодинамічні умови формування і принципи районування Волино-Поділля». Ю. З. Купський, Укр ДГРІ м. Львів.
3. «Особливості тектонічної будови Волино-Поділля, згідно із даними сейсморозвідувальних та бурових робіт і положення зони Тейссейреторнквіста». Ю. З. Купський, Укр ДГРІ м. Львів.
4. «Закономірності розміщення та умови формування покладів вугле воднів». Ю. З. Купський, Укр ДГРІ м. Львів.
5. «Геологічні передумови відкритття родовищ вуглеводнів на території Тернопільської області». Ю. З. Крупський, В.П. Марусяк, Укр ДГРІ м. Львів.
6. «Комплексна інтерпретація геолого-геофізичних даних на Бережанській ділянці». І. М. Куровець, І. Б. Губич, «Геопошук» м.Львів.
7. «Перспективи нафтогазоносності Куропатницького локального об'єкту за результатами приповерхневих геохімічних досліджень». І .Б. Губич, Лабораторія геохімії та екології Укр ДГРІ м. Львів.

В плані перспектив нафтогазоносності Тернопільська область розташована в середній частині Волино-Подільської нафтогазоносної області ( НГО), яка в свою чергу, являє середній елемент просторої Балтійсько-Переддобрудзької нафтогазоносної провінції, що охоплює всю західну окраїну Східно-Європейської платформи з системою перикратонних окраїнно-платформених прогинів.
В межах Волино-Подільської окраїни Східно-Європейської платформи виділяються наступні добре вивчені нафтогазоносні площі і родовища : Велико-Мостівське і Локачівське газові родовища, Перемишлянська, Олесько - Золочівська та Бучацька нафтогазоносні площі.
Бережанська площа на північному заході межує з Перемишлянською нафтогазоносною площею (Львівська область), на якій із свердловини 1-Перемишляни отримано промисловий приплив газу з кембрійських відкладів. Південно-західніше площа межує з Івано-Франківською областю, де на відстані 40км від проектної площі розташоване Кадобнянське газове родовище.