Закавказская нефтегазоносная провинция

Закавказская нефтегазоносная провинция занимает территорию Азербайджана, Грузии, шельфа Каспийского и Чер­ного морей. В тектоническом отношении приурочена к межгор-i юму прогибу, расположенному между горами Большого и Мало­го Кавказа и Южно-Каспийской впадины (рис. 210, 211).

В строении провинции принимают участие магматические, метаморфические и осадочные породы от докембрийских до современных. По составу метаморфизованности и дислоцированности они подразделяются на три структурных комплекса: байкальский, герцинский и альпийский. Кристаллический фундамент бай­кальского возраста выступает на поверхность на отдельных учас­тках Малого Кавказа и в некоторых частях южного склона Боль­шого Кавказа, сложен сильно метаморфизованными кристалли­ческими породами докембрия и кембрия.

Герцинский комплекс развит за пределами провинции. Альпийский структурный комплекс, с которым связана промышлен-

Рис. 210. Карта размещения месторождений нефти и газа восточной частиГрузии и Азербайджана [50].

Крупнейшие тектонические элементы: I — мегантиклинорий Болышнм Кавказа, II — складчатая система Малого Кавказа; крупные тектоничп кие элементы: Г — Предмалокавказский прогиб, 2' — Талыш-Вандамский выступ, 3' — Нижнекуринский прогиб, 4' — Кобыстано-Апшерош кий прогиб, 5' — Апшероно-Прибалханская зона поднятий, 6' — Севере i Апшеронская зона поднятий, 7' — Артемо-Келькорский прогиб, 8' Южно-Каспийская котловина.

Месторождения: 1 — Норио, 2 — Сацхениси, 3 — Самгори-Патардзеули,.4 - Южный купол Самгори, 5 — Телети, 6 — Тарибани, 7 — Мирзаани, И Патара-Шираки, 9 — Казанбулаг, 10 — Аджидере, 11 — Нафталан, 12 Мирбашир, 13 — Зардоб, 14 — Мурадханлы, 15 — Каламадын, 16 — Ми шовдаг, 17 — Кюровдаг, 18 — Карабаглы, 19 — Кюрсангя, 20 — Калмас,21 Пирсагат, 22 — Дуровдаг, 23 — Хиллы, 24 — Нефтечала, 25 — Аджиш'ли Восточное, 26 — Умбаки, 27 — Дуванный-суша, 28 — Дашгиль-Деляниз, 2'1 Papacy, 30 — Сангачалы-море-Дуванный-море-о-в Булла, 31 — Булла-миро, 32 — Кергез-Кызылтепе, 32а — Шонгар, 33 — Карадаг, 34 — Локбатан-Путн-Кушхана, 35 — Караэйбат, 36 — Гездек, 37 — Масазыр, 38 — Сианьшор, ИЧ Бинагады, 40 — Чахнагляр, 41 — Судутепе, 42 — Шабандаг-Шубаны-Я| и мальская долина-Аташки, 43 — Бибиэйбат, 44 — Бухта Ильича, 45 — Kinp даханы, 46 — Кирмаку, 47 — Балаханы-Сабунчи-Раманы, 48 — Сурахним, 49 — Карачухур, 50 — Зых, 51 — Гоусаны, 52 — Бузовны-Маштаги,,'г.1 Кала, 54 — Зыря, 55 — Песчаный-море, 56 — Бахар, 57 — Банка Aniirc)ти­ская, 58 — Банка Дарвина, 59 — о-в Артема, 60 — Гюргяны-море, 61 - Южное, 62 — Южное-2, 63 — о-в Жилой, 64 — Ази-Асланова, 65 — Грязе вая Сопка, 66 — Нефтяные Камни, 67 — Им. 28 апреля

Рис. 211. Тектоническое районирование Азербайджана [50]:

I - антиклинории; II — синклинории; III — наложенные синклинории и мульды; IV — Кюрдамир-Саатлинский погребенный срединный массив; V — Куринский межгорный прогиб; 1 — Тфанский антиклинории; 2 — Шахдагско-Хизинский синклинории; 3 — Тенгинско-Бешбармакский антиклинорий; 4 — Кусаро-Дивичинская наложенная мульда; 5 — Закатало-Ковдагский синклинории; 6 — Дибраро-Яшминский синклинории; 7 — Алтыагач-Куркачидагский антиклинорий; 8 — Вандамский антиклинорий; 9 — Шемахино-Кобыстанский синклинории; 10 — Ленгебизско-Алятская зона поднятий; 11 — Западно-Апшеронский антиклинальный пояс; 12 — Западно-Апшеронский синклинальный прогиб; 13 — Централь­но Апшеронский антиклинальный пояс; 14 — Восточно-Апшеронский синклинальный прогиб; 15 — антиклинальный пояс Апшеронского архипелага; 16 — Алазано-Агричайскийналоженный синклинории; 17 — Красноколодско-Дашюзский антиклинории; 18 — Мирэаано-Арешский синклинорий; 19 — Чатмино-Геокчайский антиклинории; 20 — Палантекянский синклинории; 21 — Нижне-Куринская (Кура-Араксинская) впадина, антиклинальные пояса: а — Котурдаг-Пирсагат — Камень Игнатия; б — Каладамадин — Мишовдаг — Бяндован — банка Головачева; в — Кюровдаг — Нефтечала — Куринский Камень; г — Джарлы — Саатлы; 22 — Самхето-Карабахский антиклинории; 23 — Севано-Акеринский синклинории; 24 — Мисхано-Зангезурский антиклинории; 25 — Ордубадский синклинории; 26 - Шаруро-Джульфинский антиклинории; 27 — Нахичеванская впадина, 28 — Астаринский антиклинории; 29 — Ярдымлинский синклинории; 30 - Буроварский антиклинории; 31 — Астраханбазарский синклинории

ная нефтегазоносность территории, содержит мощные осадочные отложения мезозойского, палеогенового, неогенового и антропо генового возраста. Этот комплекс подразделяется на несколько подкомплексов, имеющих мощности от 3000 до 9000 м.

В восточной части Закавказской НГП выделяется ряд круп­ных тектонических элементов: юго-восточное погружение мегап» тиклинория Большого Кавказа, Куринская межгорная впадина, юго-восточное погружение мегантиклинория Малого Кавказа и Талыжской складчатой системы и акватории Южного Каспия. Они в свою очередь подразделяются на отдельные тектонические зоны, соответствующие крупным антиклинориям и сопряженным с ними глубоким синклинориям.

Крупный Апшеронский периклинальный прогиб территориаль­но занимает Апшеронский п-ов и прилегающую часть Апшеронс-кого архипелага и протягивается в длину на 120 км при ширине до 80 км. Выполнен плиоценовыми отложениями большой мощности.

Апшеронский архипелаг, являясь морским продолжением Апшеронского п-ва, соединяется с Прибалханской зоной подня­тий в восточной части Каспия, образуя единую тектоническую структуру — Апшероно-Прибалханскую, которая разделяет Южно-Каспийскую глубоководную геосинклинальную впадину и глубоководную территорию молодой эпигерцинской плиты Север­ного Каспия.

Южному борту юго-восточного погружения мегантиклинали Большого Кавказа соответствует сложно построенный Шемахи-но-Кобыстанский синклинорий.

Куринская межгорная мегавпадина протягивается с запада до берега Каспийского моря. В пределах Куринской межгорной ме-гавпадины выделяются Верхнекуринская, Среднекуринская, Ниж-некуринская впадины, разделенные поперечным Талыш-Вандам-ским (Кюрдамирским) поднятием кристаллического фундамента доальпийского возраста. Впадины выполнены терригенными нео­ген-антропогенными отложениями большой мощности, перекры­вающими более древние образования.

Большинство тектонических элементов Шемахино-Кобыстан-ского синклинория Нижнекуринской впадины продолжаются в юго-восточном направлении в акваторию Каспия, образуя струк­туры Бакинского архипелага.

На западе (Грузия) регион раскрывается в акваторию Черно­го моря. Эта часть региона в тектоническом отношении соответствует западной части Закавказского глубокого межгорного про­гиба, протягивающегося между горно-складчатыми сооружения Большого и Малого Кавказа. В его пределах на территории Грузии выделяются Рионская и Куринская (западная часть) межгорные впадины, разделенные Дзирульским выступом герцинского фун-демента. В пределах впадин широко развиты мощные толщи мио­цен-плиоценовых молассовых отложений (до 2 — 3 км) и эоцен-па­леоценовых терригенных, карбонатных и вулканогенных форма­ций общей толщиной до 4500 м.

Фундамент залегает на глубине 4000 — 6000 м. По бортам Верхнекуринской (Картлийской) впадины в неоген-палеогеновых от­ложениях развиты крупные вытянутые и узкие с крутыми крыль­ями складки, разорванные и опрокинутые к югу. В отдельных слу­чаях породы залегают почти вертикально.

Сложная тектоника присуща Среднекуринской впадине, осо­бенно в междуречье Куры и Иори. Здесь выделяется Южно-Кахе­тинский тектонический район, имеющий сложное строение и большую мощность палеогена-неогена (4000 — 5000 м). Здесь же расположен Мирзаанский мегантиклинорий, в котором мощный комплекс плиоценовых отложений дислоцирован в складки, ос­ложненные надвигами.

Рионская впадина расположена на территории Западной Гру­зии и открывается в акваторию Черного моря. Выполнена мощ­ной (до 12000 м) толщей от верхнемеловых до четвертичных по­род, в основном терригенными вулканогенно-осадочными и кар­бонатными образованиями. В пределах Рионской впадины выде­ляются Гурийская, Колхидская и Абхаз-Менгрельская тектоничес­кие зоны.

Закавказье один из старейших нефтедобывающих регионов мира. Выходы горючих газов («священные огни») были известны в глубокой древности. В VI веке до н.э. вечно горящие факелы, выз­ванные поверхностными выходами нефти и многочисленными грязевыми вулканами, которые часто загорались при извержении на огромной территории Апшеронского полуострова и окрестно­стях Баку, способствовали возникновению культа огнепоклонни­ков. Был построен храм огнепоклонников, в котором жрецы со­вершали богослужение над «вечным огнем», подведенным туда по глиняным трубам.

Для добывания «масла Земли» рыли шурфы и колодцы. Впос­ледствии для улучшения качества нефтепродуктов в этом районе в 1723 г. был построен один из первых в мире нефтеперегон­ный завод.

В 1901 г. на Апшеронском полуострове в Бакинском районе¹ Азербайджана было добыто 10 млн т нефти, что составило 95 % всей нефти, добытой в России и половину мировой добычи. Ос­новная доля добытой нефти приходилась на месторождения Биби-Эйбат — одно из первых крупнейших месторождений не­фти в мире и Балаханы-Сабунчи-Романы, промышленная раз­работка которых осуществлялась с середины второй половины XIX в. Остальную часть добычи обеспечивали нефтяные место­рождения Северного Предкавказья: Грозненские и Михайлов­ские. В течение многих лет (до 1950 г.) Азербайджан занимал первое место по добыче нефти в России и СССР.

Впервые в России здесь были начаты поисковые работы и раз­работка морских месторождений в акватории Каспия, построены многокилометровые искусственные эстакады для освоения более глубоких частей акваторий, где в настоящее время ведется основ­ная добыча нефти и газа.

В провинции выявлено около 75 месторождений нефти и газа. Наибольшее количество открытых месторождений нефти и газа Азербайджана сконцентрировано на Апшеронском полуострове, Апшеронском архипелаге и в Нижнекуринской впадине, где про­дуктивны отложения мела, палеогена и неогена.

Почти все месторождения Азербайджана многопластовые. Основные залежи нефти и газа в восточной части Закавказской провинции приурочены к плиоценовым отложениям.

Для восточной части Закавказья характерна приуроченность залежей нефти к интервалу глубин

1 — 3 км. Основные разведан­ные ресурсы газа выявлены глубже, в интервале глубин 3 — 5 км.

В Азербайджане расположено более одной трети всех грязе­вых вулканов мира. Ярким подтверждением связи грязевого вул­канизма с нефтегазоносностью недр является открытие в 1932 г. в районе грязевого вулкана Локбатан месторождения нефти.

Большинство залежей относится к тектонически экранирован­ным, часто осложнены диапиризмом. В Апшеронской НГО выяв­лены залежи висячего типа (Сураханское месторождение).

Наибольший интерес в отношении нефтегазоносности пред­ставляют Апшеронский периклинальный прогиб, акватория Кас­пийского моря и Шемахино-Кобыстанский синклинорий в восточ­ной части Закавказской НГП. Промышленная нефтегазоносность

выявлена в диапазоне мезо-кайнозойских отложений. В их разре­зе установлены нефтегазоносные комплексы: верхнемеловой, па­леогеновый, миоценовый, среднеплиоценовый и верхнеплиоцено­вый. Подавляющая часть разведанных запасов нефти и газа про­винции связана со среднеплиоценовым комплексом.

Нефтегазоносность Западной части Закавказской НГП (Гру­зия) связана с палеоген-неогеновыми отложениями. Нефтегазо­носные области Грузии приурочены к Рионской межгорной впа­дине и западному окончанию Куринской впадины. Выявленные месторождения нефти и газа Самгори-Патардзеули, Телети и др. приурочены к палеоген-неогеновым отложениям.

В Закавказской НГП можно выделить 8 НГО: Апшеронскую, Бакинского архипелага, Шемахино-Кобыстанскую, Нижнекурин-скую, Кюрдамирскую, Куринскую, Картлийскую (Верхнекурин-скую), Рионскую.

Меловой НГК мощностью до 1800 м в Рионской НГО представ­лен карбонатно-хемогенной толщей. На территории Среднекурин-ской впадины вскрыты терригенно-карбонатные и вулканогенно-эффузивные отложения, в которых открыта залежь нефти на Мурадханлинском месторождении. В Рионской НГО выявлена нефтя­ная залежь на Западно-Чаладидском месторождении. Перспектив­ный комплекс на большей части провинции.

Палеогеновый (палеоцен-майкопский) НГК мощностью до 360 м (в Рионской НГО и Картлиискои НГО от 1600 до 4500 м) представлен терригенно-карбонатной толщей с туфами и базаль­товыми покровами в западной части провинции. Открыты нефтя­ные и газовые залежи в Куринской НГО (Нафталанское, Мирбаширское, Казанбулакское и др.), Картлиискои НГО (Самгори-Па­тардзеули, Ниноцминда, Телети и др.) месторождения в между­речье Куры и Иоры (месторождения Тарсадалляр, Гюрзундаг).

Миоценовый (нижнемиоценовый-понтический) НГК мощнос­тью 350 — 600 м (в Рионской НГО и Картлиискои НГО от 1000 до 6000 м) сложен песчано-глинисто-алевролитовой толщей. Выявле­ны нефтяные и газовые залежи в Куринской НГО (Аджидере, Казанбулакское и др.), Шемахино-Кобыстанской НГО (Утальги, Анартидр.), Рионской НГО (Западный Чаладиди, Супса-Омпарети и др.), Картлиискои НГО (Сацхеписи, Мирзаани, Тарибани, Те­лети и др. месторождения).

Среднеплиоценовый НГК мощностью 1360 — 4060 м представ­лен терригенно-карбонатным комплексом пород. На территории Азербайджана носит название «продуктивной толщи», в которую входят (сверху вниз): сураханская (мощностью 300— 1300м), сабун-чинская (400 —500м), балаханская (300 —950м), «перерыва» (100 — 110м), надкирмакинская глинистая (20 — 250 м), надкирмакинская песчаная (20 — 120 м), кирмакинская (220 — 250 м), подкирмакинс-кая (0— 140 м), калинская (0 — 440 м) свиты. Основной нефтегазо­добывающий комплекс в Апшеронской НГО, Нижнекуринской НГО, Шемахино-Кобыстанской НГО, НГО Бакинского архипела­га. Нефтегазоносен практически на всех месторождениях.

АПШЕРОНСКАЯ НГО включает Апшеронский п-ов и прилега­ющий шельф (рис. 212). Область характеризуется высокой степе­нью реализации ресурсов. Половина промышленных залежей не­фти и газа области открыты на шельфе. Здесь открыты месторож­дения Биби-Эйбат (рис. 213), Нефтяные камни (рис. 214), Кара-чухур (рис. 215), Бузовны (рис. 216), Карадагское (рис. 217), Зых (рис. 218), Балаханы-Сабунчи-Романинское (рис. 219), Сураханы (рис. 220), Локбатан (рис. 221, 222), Банка Дарвина (рис. 223), Име­ни 28 Апреля (Гюнешли), 8 Марта, Азери и др.

Биби-Эйбат нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 213) расположено на Апшеронском полуострове. Открыто в 1873 г., разрабатывается с 1873 г. Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке размером 5,0 х 2,5 км, амплитудой 700—900,м, осложнено продольными и поперечными разрывными на­рушениями. Нефтегазоносность связана с продуктивной толщей (ПТ) среднего плиоцена. Месторождение многопластовое. Залежи связаны с верхним (горизонты с I по XV), средним (XVI—XIVгори­зонты) и нижним отделами ПТ (свиты НКГ, НКП, КС и ПК). Кол­лекторы терригенные, с эффективной пористостью от 10 до 24% (средняя 17%), проницаемость от 0,03 до 0,462 мкм². Глубина зале­гания залежей от 180 до 2500 м. Тип залежей — пластовые, текто­нически экранированные. Начальные дебиты нефти из верхнего и среднего отдела ПТ составляли 450—470 т/сутки. Плотность не­фти от 0,856-0,875 г/см³ в верхней части разреза до 0,900 г/см³ в нижней, содержание серы в среднем 0,05%, среднее содержание па­рафина — 1,2%, содержание смол и асфальтенов — 16—38 %.

Нефтяные Камни (Нефт Дашлары) нефтегазоконденсат­ное месторождение (рис. 214) расположено в море в 80 км к вос­току от г. Баку. Открытое 1949г., разрабатывается с 1951г. При­урочено к асимметричной антиклинальной складке северо-запад­ного простирания, размеры ее по отложениям среднего плиоцена

Рис. 212. Схема расположения нефтегазоносных и антиклинальных струк­тур Южно-Каспийской мегавпадины (по И.С. Гулиеву и др., 2000 г.):

1 — антиклинальные структуры; месторождения: 2 — нефтяные, 3 — га­зовые, 4 — нефтегазовые, 5 — нефтегазоконденсатные; НГР: I — Апшеронский, II — Шемахино-Кобыстанский, III — Нижнекуринский, IV — Бакинского архипелага, V — Апшеронского архипелага, VI — Евлах-Агджабединский, VII — междуречья Куры и Габырры, VIII — Гянджинский

4x10 км, амплитуда около 1500 м. Нефтегазоносность связана с отложениями среднего плиоцена, месторождение многопластовое, выделяется 27 нефтегазоносных объектов, нефтегазонасыщен-ным является разрез практически всего среднего плиоцена (про­дуктивной толщи): сабунчинская, балаханская, свита «перерыва», надкирмакинская глинистая (НКГ), надкирмакинская песчаная (НКП), кирмакинская (КС), подкирмакинская (ПК), калинская (КаС) свиты. Сложное геологическое строение месторождения обусло­вило неравномерное распределение залежей нефти и газа по пло­щади. Минимальная нефтенасыщенность отмечается в северо­западной части месторождения, где нефтеносны отложения только калинской свиты и свиты «перерыва», максимальная неф-тегазонасыщенность установлена в юго-восточной части, где количество продуктивных горизонтов более 20. Продуктивные горизонты обладают относительно благоприятными коллекторскими свойствами, пористость коллекторов — 13,5—26,8 %, проницаемость колеблется от 0,1 до 1 мкм². Глубины залегания залежей колеблются от 200 до 1700 м, по типу залежи пластовые, тектоии чески экранированные, литологические. Амплитуды залежей от 200 до 1400 м. Начальные дебиты нефти составляют 30—80 т/суш. Плотность нефти 0,843—0,930 г/см³, вязкость в пластовых услони-ях 0,8—4,42 МПа-с. Содержание серы около 0,5%, парафина — (/п 10,9%, смол и асфальтенов — 17—38 %. Газы месторождения относятся к числу сухих, содержание метана колеблется от 68 до 95 %, содержание тяжелых газов невелико: этана 1,2—4,1 %, пропана до 1,5 %, бутана до 1,5%, высшие до 2,4%. Количество СО₂ колеблется от 0 до 22%.

Рис. 213. Бибиэйбатское нефтяное месторождение (по Б.К. Бабазаде).

Геологический разрез: а — в продольном сечении; б — в поперечном сечении.

Рис. 214. Нефтегазоконденсатное месторождение Нефтяные Камни [9]. Геологический разрез:

1 — разрывные нарушения; 2 — нефть; 3 — газ; 4 — брекчированные породы

Рис. 215. Карачухурское газонефтяное месторождение с полностью пе­рекрытой продуктивной толщей, осложненное крупными поперечны­ми сбросами (по Б.К. Бабазаде)

Рис. 216. Нефтяное месторождение Бузовны. Тектонически экраниро­ванная, приконтактная с ядром протыкания залежь нефти в кирмакинской свите (по Б.К. Бабазаде)

Рис. 217. Карадагское газонефтеконденсатное месторождение с частично размытым сводом в пределах продуктивной свиты, осложненное откры­тым грязевым вулканом, продольными и поперечными нарушениями

Рис. 218. Нефтяное месторождение Зых, связанное с недоразвитой (не замкнутой) брахиантиклиналыо, осложненное погребенным грязевым вулканом (в поперечном сечении) (по Б.К. Бабазаде)

Карачухур газонефтяное месторождение (см. рис. 215) при­урочено к брахиантиклинальной складке, отраженной в верхних слоях. Оно имеет почти меридиональное простирание. Ее север­ная периклиналь укорочена, южное погружение очень пологое и об­ширное. Складка слегка асимметрична, с более пологим западным (до 25°) и крутым восточным (до 50°) крыльями. Она сложена на поверхности, в сводовой и крыльевой частях, отложениями сред­него и нижнего отделов апшеронского яруса; также вскрыты ак-

Рис. 219. Балаханы-Сабунчи-Романинское нефтяное месторождение (9):

а — структурная карта по кровле подкирмакинской свиты; б — геологи­ческий разрез; 1 — залежь нефти в свите ПК; 2 — разрывные нарушения; 3 — изогипсы, м

Рис. 220. Нефтегазовое месторождение Сураханы (по Б.К. Бабазаде)

Рис. 221. Газонефтяное месторождение Локбатан, осложненное откры­тым грязевым вулканом и надвигом (по Б.К. Бабазаде)

чагыльский ярус и продуктивная толща. Месторождение много­пластовое, с количеством залежей до 30.

Газонефтяное месторождение Зых (см. рис. 218) представ­ляет собой антиклинальную складку со слабовыраженным сводом; по слоям продуктивной толщи она выполаживается еще больше, образуя обширное террасовидное поднятие. Открыто в 1935 г., разрабатывается с 1935 г. На месторождении открыто 5 зале­жей. Продуктивная толща полностью перекрыта более молоды­ми отложениями плиоцена и постплиоцена. Промышленные зале­жи нефти и газа приурочены в основном к горизонтам балаханс-кой свиты и свитам ПК и КаС. Локальные залежи обнаружены в свитах КС, НКП и НКГ. Залежь свиты КаС относится к группе стратиграфических, а залежь свиты ПК — к группе тектонически экранированных, смещенных («висячих») залежей. Локальные за­лежи свит КС, НКП и НКГотносятся к группе литологических.

Балаханы-Сабунчи-Романинское нефтяное месторождение (см. рис. 219) расположено к северо-востоку от г. Баку на Апшерон-ском полуострове. Открыто в 1873 г., разрабатывается с 1873 г. Приурочено к асимметричной брахиантиклинальной складке по кровле отложений подкирмакинской свиты. Наиболее приподня­тая ее часть осложнена грязевым вулканом, вокруг которого об­нажаются породы кирмакинской свиты. Вдоль свода складки про­тягивается основной сброс, разделяющий месторождение на два изолированных участка. Складка ориентирована в западно-севе-

Рис. 222. Локбатанское газонефтяное месторождение. Продольный гео­логический разрез: 1 — песчаники; 2 — глины; 3 — нефть; 4 — газ; 5 — разрывное нарушение

Рис. 223. Нефтяное месторождение Банка Дарвина с глубоко размытой продуктивной свитой на своде, осложненное продольным нарушением (по Б.К. Бабазаде):

а — в плане (стратоизогипсы проведены по кровле надкирмакинской гли­нистой свиты); б — в поперечном сечении

ро-западном направлении. Складка по своему строению асиммет-ричнаскрутым (40—70°) южным и пологим (10—15°) северным, кры­льями. Складка осложнена многочисленными продольными и попе­речными нарушениями, прослеживающимися главным образом на северном крыле и северо-восточном ее погружении в местах наи­более резкого изгиба оси.

В разрезе площади в отложениях от алшеронских до кирма-кинских выделяется до 30 нефтеносных горизонтов, залегающих на глубинах от 140 до 2500м. Наибольший интерес представляют залежь горизонта V балаханской свиты и залежь свиты ПК (про­дуктивная толща). Первая из них охватывает все участки струк­туры, вторая протягивается от участков выхода ПК на поверх­ность до восточных окраин Романинской площади (где залегает на глубинах 2500 м) и далее в пределы соседнего Сураханского мес­торождения.

Коллекторы терригенные, пористость 18—27%, проницае­мость от 0,035 до 0,374 мкм². Глубина залегания залежей от 80 до 1500м. Тип залежей пластовые, тектонически экранированные. На­блюдаются так называемые «висячие» залежи, в связи с чемконту-ры нефтеносности секут горизонтали структурной карты. На­чальные д'ебиты скважин колеблются от 3 до 400 т/сут. Плотность нефти колеблется в широком диапазоне — от 0,865 до 0,940 г/см³. Нефти малосернистые, содержание серы 0,12—0,35 %, парафина — 0,6—0,7 %, смол и асфальтенов — 24,0—43,8 %.

Нефтегазовое месторождение Сураханы (рис. 220) расположенов 10 км восточнее г. Баку на Апшеронском полуострове. От­крыто в 1904 г. и в этом же году началась добыча нефти. Место­рождение связано с асимметричной брахиантиклинальной склад­кой субмеридионального простирания. Складка осложнена серией субширотных и субмеридиональных разрывных нарушений, разде­ляющих ее на ряд блоков. Амплитуда складки по отложениям сураханской свиты составляет 100—150 м. Нефтегазоносность в основном связана с продуктивной толщей (ПТ) среднего плиоце­на, месторождение многопластовое. Общее количество объектов раздельной эксплуатации на месторождении — 56. Продуктивные горизонты связаны с отложениями апшеронского и акчагыльского ярусов верхнего плиоцена, с верхним отделом ПТ (сураханская, сабунчинская, балаханская свиты), нижним отделом ПТ (надкирма-кинская глинистая, надкирмакинская песчаная свиты, кирмакинская (КС), подкирмакинская (ПК), калинская свиты). Коллекторы терригенные, пористость 19—26% (эффективная пористость 12,2—21,8%), проницаемость — 0,1—0,4 мкм² (в среднем 0,125— 0,15 мкм²). Глубина залегания залежей — 50—2750 м. Тип залежей — пластовые, тектонически экранированные. Начальные дебиты не­фти — до 200 т/сут, газа — до 30 тыс. мУсут. Плотность нефти меняется от 0,77 до 0,910, в верхнем отделе ПТв среднем 0,850, в нижнем отделе — 0,870—0,910 г/см³. Нефти отличаются несколь­ко повышенным содержанием парафина — до 6,8%, низким серы — 0,06—0,23 %, содержание смол и асфальтенов 0,2—33 %.

Газонефтяное месторождение Локбатан (рис. 221, 222) рас­положено на Апшеронском полуострове. Открыто в 1927 г., раз­рабатывается с 1927 г. Приурочено к широтной, слабо асиммет­ричной брахиантиклинальной складке, на своде которой под по­кровом сопочной брекчии выступают слои продуктивной толщи, размытые от ее кровли на 300 м. Отложения апшеронского и ак-чагыльского ярусов слагают далекие крылья складки, причем, на южном, крыле акчагыльские слои отсутствуют.

Наиболее приподнятая часть свода складки осложнена гря­зевым вулканом, проявления которого генетически связаны с крупным нарушением взбросового характера. Свод осложнен ря­дом разрывов, из которых главный — надвиг проходит по север­ному крылу складки. По этому надвигу южное крыло и сводовая часть значительно надвинуты на северное крыло. Особенно силь­но осложненной является северо-восточная периклиналь, где плоскость надвига наклонена к юго-востоку под углом 45°, а его амплитуда достигает своего максимума (500 м). У подножия гря­зевого вулкана амплитуда смещения доходит до нескольких де­сятков метров, поверхность разрыва вертикальна и крылья здесь расположены симметрично; в западном направлении надвиг по­степенно затухает. Остальные нарушения имеют характер небольших сбросов с амплитудой 10—30 м и затухают в балахан-ской свите. На месторождении открыто 26 залежей. Все залежи на своде расположены друг над другом.; площади их последова­тельно увеличиваются с глубиной. По своему характеру залежи являются типично сводовыми, разбитыми нарушениями на бло­ки. В поднадвиговыхгоризонтах залежи нефти относятся к тек­тонически экранированным.

Нефтяное месторождение Банка Дарвина (рис. 223) распо­ложено на Апшеронском архипелаге. Открыто в 1950 г., разраба­тывается с 1950 г. Приурочено к крупной брахиантиклинальной

складке, сложенной в повышенных частях отложениями верхнего отдела продуктивной толщи, размытой до балаханской свиты, а на крыльях — акчагьгльским и апшеронским ярусами. Складка ос­ложнена большим, продольным нарушением, простирающимся вдоль ее оси. Этим нарушением она разделена на два обособлен­ных тектонических блока — западный и восточный, различных по условиям нефтенасыщения. Вследствие размытости складки про­мышленная нефтеносность ведется из 3 залежей. Все залежи от­носятся к типу тектонически экранированных.

Нефтегазоконденсатное месторождение Азери (им. 26 Ба­кинских Комиссаров) расположенов 125 км юго-восточнее г. Баку. Открытое 1987г. Приурочено к брахиантиклинальной складке раз­мером 17x3 км, вытянутой с северо-запада на юго-восток, ампли­туда 1500—2000 м. В строении месторождения принимают учас­тие отложения среднего плиоцена. Месторождение многопласто­вое (8 залежей). Основные продуктивные горизонты связаны с от­ложениями среднего плиоцена (продуктивная толща], залежи не­фти и газа обнаружены в балаханской свите (горизонты V—X), свите «перерыва» и в надкирмакинской песчаной свите (НКП). Свойства коллекторов хорошие: пористость — 17—26 %, прони­цаемость от-0,011 до 0,104 мкм². Залежи пластовые, тектони­чески экранированные, залегают на глубинах 1900—3200 м и бо­лее. Начальные дебиты нефти составляют 200—300 т/сут, газа до 265 тыс. м/сут, конденсата 30—75 т/сутки. Нефти легкие 0,812—0,856 г/см.³, содержание смол и асфальтенов 5—18%.

Нефтегазоконденсатное месторождение Гюнешли (им. 28 ап­реля) расположено в море в 100 км восточнее г. Баку. Открыто в 1979г., разрабатывается с 1980 г. Приурочено к асимметричной ан­тиклинальной складке северо-западного простирания размерами 12x7 км, с амплитудой около 1000 м. Нефтегазоносность связана с продуктивной толщей среднего плиоцена со свитами сабунчинс-кой, балаханской (горизонты V—X), свитой «перерыва», НКП, КС, ПК, КаС. Месторождение многопластовое. В основном разведана и разрабатывается северо-западная часть месторождения. Тип коллектора — терригенный. Коллекторы представлены кварце­выми песками и песчаниками. Пористость — 18—22%, проницае­мость до 0,350 мкм². Глубины залегания основньгх продуктивных горизонтов составляют 2000—3600 м. Типы залежей пластовые, тектонически экранированные. Начальные дебиты нефти дос­тигают 300 т/сут., дебиты газа 500 тыс. м/сут. Удельный вес

нефти 0,83—0,86г/см³, содержание серы 0,3 %, парафина 1,1—1,4 %, среднее содержание смол и асфальтенов 22—23 %.

НГО БАКИНСКОГО АРХИПЕЛАГА охватывает одноименную структурную зону западного шельфа Южного Каспия в преде­лах изобаты до 500 м и является морским продолжением струк­тур Джеира-Кичмезского и Нижнекуринского прогибов с мощ­ностью осадочного выполнения до 20 км. Глубоким поисковым бурением в области открыты месторождения Сангачалы-море-Дуванный-море-о.Булла, Булла-море, Песчаный-море (рис. 224).

Сангачалы-Море-Дуванный-Море-О.Булла нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 50 км к юго-западу от г. Баку. Открытое 1963г., разрабатывается с 1963г. Приуроче­но к асимметричной брахиантиклинальной складке размером 30x11 км, амплитудой 3000 м, осложненной продольным разрывным нарушением. Нефтегазоносность связана с продуктивной толщей среднего плиоцена, месторождение многопластовое, залежи при­урочены к V, VII и VIII горизонтам продуктивной толщи. Коллек­торы терригенные, пористость 17—24%, проницаемость 0,12— 0,39 мкм². Глубина залегания залежей 2000—5800 м. Тип залежей — пластовые, тектонически экранированные, амплитуда залежей — до 3000 м и более. Начальные дебиты нефти — до 224 т/сут, газа — 730 тыс. м³. Плотность нефти 0,860—0,888 г/см³, содержание серы 0,02-0,35 %, парафина - 4-9 %, смол -5-10%.

ШЕМАХИНО-КОБЫСТАНСКАЯ НГО включает Шемахино-Кобыстанский краевой прогиб. Мощность осадочного выполнения достигает 20 км. Характеризуется сравнительно низкой разведанностью ресурсов.

НИЖНЕКУРИНСКАЯ НГО расположена на западном борту Южно-Каспийской впадины, включает Нижнекуринский прогиб и его продолжение. Мощность осадочного чехла 20 км. Здесь от­крыто Кюровдагское (рис. 225), Нефтечалинское газонефтяные, Калмасское газовое, Кюрсангя (рис. 226) и др. месторождения.

Кюровдагское нефтяное месторождение (см. рис. 225) от­крытое 1954г., разрабатывается с 1955г. Приурочено к большой брахиантиклинальной складке, протягивающейся в длину более чем на 20 км. Она имеет асимметричное строение: более крутое юго-западное крыло опущено по линии основного крупного продоль­ного нарушения, секущего складку по всей длине вдоль северо-вос­точного крыла. Складка осложнена также рядом продольных и по­перечных нарушений. Открыто 5 нефтяных залежей, приурочен-

Рис. 224. Нефтегазоконденсатное месторождение Песчаный-море. Гео­логический профиль (по данным объединения «Каспморнефть»):

1 — грязевой вулкан; свиты: Сб — Сабунчинская, Бл — Балаханская

Рис. 225. Кюровдагское нефтяное месторождение с полностью перекры­тыми нефтеносными свитами, осложненное грязевым вулканом и круп­ным продольным нарушением (по Б.К. Бабазаде)

Рис. 226. Нефтегазовое месторождение Кюрсангя. Геологический профиль (по данным объединения «Азнефть»)

Рис. 227. Нефтяное месторождение Мурадханлы (по данным объедине­ния «Азнефть»):

а — структурная карта кровли эоцена; б — геологический профиль: 1 — порфириты верхнего мела

ных к верхней части продутивной толщи, где выделяется несколь­ко литологически однородных пачек-горизонтов, сложенных пес­ками и алевролитами. Нефтеносность приурочена к юго-западно­му крылу складки и ее северо-западной периклинали.

Залежи в горизонтах, залегающих ниже, имеют более ограни­ченные площади нефтеносности; некоторые из них отличаются спорадичностью в нефтенасыщении. Относительно меньшие по размерам залежи выявлены также в отложениях среднего отдела апшеронского яруса и в акчагыле.

КЮРДАМИРСКАЯ НГО охватывает северо-восточный борт Евлахского прогиба, в пределах которого развиты вулканоген­ные образования в широком стратиграфическом диапазоне (мел-палеоген), эрозионная поверхность которых перекрывает­ся неоген-четвертичными отложениями. Поверхность мезозой­ских отложений вскрыта бурением на глубинах 3500 — 4000 м. Установлена промышленная нефтеносность вулканогенных об­разований верхнего мела, терригенно-карбонатных пород эоце­на, Майкопа и чокракского горизонта. Несмотря на выявленные промышленные скопления нефти (Мурадханлы (рис. 227), Зар-доб, Ширинкум, Амирарх, Шихбаги и др.) степень разведаннос-ти остается низкой.

КУРИНСКАЯНГО охватывает значительную часть Предмало-кавказского наложенного прогиба. Поверхность мезозойских от­ложений здесь погружается в северо-восточном направлении на глубины 4000 — 5000 м и более. Выявлены небольшие скопления не­фти в маломощных песчаных коллекторах эоцена (фораменифе-ровые слои) и олигоцен-миоцена (майкопская свита) на площадях Нафталан, Казанбулаг (рис. 228), Мирбаши, Аджидери. Основные перспективы области связываются с карбонатными коллектора­ми верхнего мела и верхней юры.

КАРТЛИЙСКАЯ (ВЕРХНЕКУРИНСКАЯ) НГО (Грузия) (рис. 229) охватывает часть Верхнекуринской и северо-западную часть Сред-некуринской впадин.

Характерной особенностью геологического строения облас­ти является широкое развитие в ее пределах мощных толщ мио­цен-плиоценовых, молассовых образований 2000 — 3000 м и эоцен-палеоценовых карбонатных и вулканогенных формаций общей мощностью до 4500 м. В прибортовых зонах впадины в неоген-палеогене развиты крупные вытянутые узкие с крутыми крыль­ями складки, разорванные и опрокинутые к югу. С подобными

Рис. 228. Нефтяное месторождение Казанбулаг. Залежь нефти (стратиг­рафическая) в фораминиферовых слоях, трансгрессивно перекрытых вышележащей толщей более молодых отложений (по Б.К. Бабазаде)

Рис. 229. Обзораня карта месторождений нефти и газа Грузии:

а — границы тектонических элементов; б — нефтяные месторождения. Основные тектонические элементы: I — складчатая система южного скло­на Большого Кавказа; II — Закавказский срединный массив; III — Аджаро-Триалетская наложенная складчатая система; IV — Сомхито-Агдамская слабоскладчатая система. Месторождения: 1 — Субсинское, 2 — Восточ-но-Чаладидское, 3 — Нориойское, 4 — Сацхеинское, 5 — Самгори-Патардзеульское, 6 — Тарибанское, 7 — Мирзаанское, 8 — Патара-Ширакское

складками связаны нефтяные месторождения на участке Норио-Сацхиниси и высокодебитная залежь нефти на площади Самго-ри-Патардзеули, Ниноцминда (н), Тарибани (гн). Здесь нефтяные месторождения образуют Притбилисский и Южно-Кахетинский нефтегазоносные районы.

Самгори-Патардзеульское нефтяное месторождение (рис. 230) открытое 1974г. Расположено на Притбилисском участке восточ­ного погружения Аджаро-Триалетской системы и приурочено к асимметричной антиклинальной складке, осложненной тремя ку­половидными поднятиями и ограниченной с севера и юга тектони­ческими нарушениями. Размеры складки по кровле среднего эоцена 14x8 км, амплитуда примерно 1500 м. Вскрытый разрез месторож­дения представлен отложениями олигоцена, эоцена, палеоцена и миоцена. Промышленная нефтеносность связана стрещиннопори-стыми коллекторами, приуроченными на месторождении к средне­му эоцену.

Залежь относится к типу массивнопластовых, сводовых. Ее высота составляет около 550 м, а водонефтяной контакт распо­ложенно отметке -2050м. Начальное пластовое давление 22,3 МПа, давление насыщения нефти газом 14,3 МПа. Отдающая способ­ность коллекторов, средняя пористость которых составляет око­ло 2%, обусловлена их высокой трещиноватостью.

Дебиты нефти в скважинах на 20-миллиметровом штуцере достигают 500 т/сут. Газовый фактор 100 м³/т. Месторожде­ние находится на завершающей стадии эксплуатации.

РИОНСКАЯ НГО (Грузия) соответствует Рионской впадине, выполненной мощной до 12 км толщей осадочных образований. Она располагается к западу от Дзирульского массива и открыва­ется в акваторию Черного моря. Здесь выделяются Гурийский и Колхидский нефтегазоносные районы. Наиболее изученной и крупной является Колхидская тектоническая зона. Здесь выявле­ны такие месторождения, как Западно-Чаладидское, Супса-Омпаретинское нефтяные и др.

Главная «продуктивная толща» Апшерона связана с отложе­ниями плиоцена. В ней в интервале глубин от 200 — 3700 м выявле­но свыше 40 горизонтов песчаников, содержащих залежи нефти и газа. Верхнемеловые отложения продуктивны в Кюрдамирской (Талыш-Вандамской) НГО, где в трещиноватых терригенно-карбонатных и вулканогенных эффузивных породах открыты место­рождения нефти Мурадханлы и др.

Рис. 230. Самгори-Патардзеульское нефтяное месторождение:

а — структурная карта по условному сейсмическому горизонту (по В.М. Пранчулошвили, Г.Х. Тухашвили и др.) б — геологический про­филь по линии I —I (по И.А. Матревели и Г.К. Чичуа); 1 — изогипсы сейсмического горизонта, м; 2 — разрывные нарушения; 3 — контур нефтеносности; 4 — залежь нефти

Перспективы нефтегазоносности Закавказской провинции связаны в Азербайджане с более глубокими горизонтами и преж­де всего с более интенсивным освоением акватории Каспийского моря, где уже в настоящее время открыты крупнейшие по запа­сам месторождения: Шах Дениз, Карабах, Азери, Чираг, Бахар, Гюнешли. В Грузии перспективы открытия нфтегазовых место­рождений связывают с неогеновым и палеоген-меловым структур­ными этажами и выходом на шельф Черного моря.

Поиск по сайту: