Лекция № 3

Тема 3. Южно-Каспийский бассейн.

Содержание лекций: Южнокаспийский бассейн.

Это обширная, огромная, межгорная зона прогибов Алпийской системы горообразования, кайнозойского возраста. Сни на востоке сливаются с Западно-Туркменской нефтегазоносной депрессией, на западе - Межкавказской и Ку-ринской впадинами. По географическим данным Южный Каспий характеризу­ется субокеанческим строением Земной коры, здесь отсутствует гранитный слой. Под осадочным слоем мощностью до 25 км залегает базальтовый слой мощностью до 15 км.

Южный Каспий представляет собой сложно построенную впадину, с кру­тым западным и пологим восточным склоном, максимальной глубиной 1025 м. Дно осложнено многочисленными антиклинальными поднятиями и грязе­выми вулканами; в строении чехла принимают участие мезозойско-кайнозой-ские отложения огромной (до 25 км) мощности, залегающие, повидимому, непосредственно на базальтах океанческой коры. Скорость современного осадконакопления за пределами шельфа колеблется от 10 до 40 см/1000 лет, т.е. достигает максимальных значений, известных для современных глубоковод­ных осадков. Апшеронский порог отделяет Южный Каспий от расположенного к северу Среднего Каспия. Как показывают данные сейсморазведки (Лебедев, 1978), осадочные породы Южного Каспия практически неметаморфизованы.

В тектоническом плане акватория Южного Каспия являются частью одноименной мегавпадины, состоящей из нескольких разнородных элементов. Южно-Каспийская мегавпадина занимает площадь около 150,000 км², простирается от юго-восточного погружения Кавказа и Апшеронского полуострова до западных отрогов Большого Балхана и Копетдага; ее южной границей является хребет Богровдаг и горы Эльбруса (Иран), а северной - Апшеронский порог (между полуостровами Апшерон и Челекен). Соответственно Южно-Каспийс­кая впадина является, наряду с Апшероном, Куринской и Западно-Туркменс­кой впадиной, одним из четырех составляющих элементов этой мегаструктуры.

На основании материалов, полученных ГСЗ и комплексной интерпрета­цией гравиомагнитных данных, Л.И.Лебедевым («Каспийское море. Геология и нефтегазоносность», 1987) были составлены схемы, характеризующие особенности строения земной коры Южного Каспия в пределах исследуемого рай­она. Наиболее достоверной частьо этих схем является северная зона Южно-Каспийской впадины. В Южном Каспие по подошве земной коры намечается крупный прогиб, в котором мощность коры составляет, более 45 км. Этот прогиб имеет в основном изометричеюкие очертания, его наиболее погруженная часть расположена к югу от о-ва Жилого. Здесь глубина залегания поверхности «базальтового» слоя составляет 30-35 км, а поверхности «гранитного» слоя – около 20 км. Наблюдается также прогиб по подошве земной коры, вытянутый вдоль оси Апшеронского порога.

Если рассматривать в целом изменение строения земной коры вдоль оси Каспийской морской впадины, включая Прикаспийскую впадину, то с севера на юг происходит смена субокеанческого типа земной коры типично континентальной корой, а затем зона с контлнентальной корой вновь сменяется зоной с корой субокеанческого типа. Следовательно, Среднекаспийская зона может рас­сматриваться как седлообразная перемычка между двумя крупнейшими зо­нами погружения, имеющими субокеанческий характер строения земной коры.

Южно-Каспийская НГП (Керимов, Гусейнов, Гаджиев и др. 2002) выделяется в контурах одноименной мегавпадины, обрамленной на севере и юге орогенами Большого Кавказа-Копетдага и Малого Кавказа-Эльбурса, на западе Дзирульским массивом, а на востоке Аладаг-Мессерианской ступе­нью. В ее пределах обособляются две нефтегазоносные области - Гянджин-ская и Южно-Каспийская. По объему осадочных образований эти НТО со­относятся как 1:7. Мощность осадков изменяется в пределах НГП от 14-15 км в Куринском прогибе до 25 км в Южно-Хазарской впадине. В геологиче­ском строении провинции участвуют доальпийский фундамент и два струк­турных комплекса осадочного чехла - доорогенный (интервал мезозой-палеоген) и орогенный (интервал олигоцен-антропоген).

Гянджинская НГО объединяет три НГР - Верхнекуринский, Габырры-Аджиноурский и Евлах-Агджабединский. В пределах НГО открыто 18 ме­сторождений УВ, из которых 4 относятся к средним по запасам и 14 к мел­ким. Наиболее крупное месторождение Самгори с запасами около 30 млн.т. находится в восточной части Грузии в условиях Верхнекуринского НГР (в Грузии принято название Картлийский НГР). Промышленная нефтегазо­носность Гянджинской НГО приурочена, в основном, к палеоген-миоцено­вым нижнемолассовым отложениям. На месторождении Мурадханлы про­дуктивен также вулканогенный верхний мел, а на площадях Мирзаани и Патара-Шираки (восточная Грузия) - плиоценовые отложения..

Южно-Каспийская НГО административно подразделяется по государ­ственной принадлежности на Азербайджанский, Туркменский и Иранский секторы. В Азербайджанском секторе более 76 выявленных месторождений УВ относятся, в основном, к средним и крупным (балансовые запасы более 1 млрд. т. нефти и 1,7 трлн. м^З газа) и связаны с нижнеплиоценовыми отло- жениями. В Иранском секторе месторождений пока не открыто.

Азербайджанский сектор включает следующие НГР: Абшеронский, Восточно-Абшеронский акваториальный, Юго-Восточно-Абшеронский акваториальный, Джейранкечмезский, Шамахы-Гобустанский, Бакинского ар­хипелага и Нижнекуринский.

Абшеронский НГР (в основном, территория Абшеронского полуостро­ва) имеет площадь 3,05 тыс. км². В его пределах выявлено 44 поднятий, из которых 38 связаны с отложениями нижнего плиоцена. Удельная плотность структур составляет 14,4 стр./тыс.км². Район относится к хорошо разведан­ным и хорошо освоенным, а по отношению к ресурсам плиоценовых отло­жений - к весьма хорошо разведанным и весьма хорошо изученным. Здесь установлена наибольшая полнота разреза нижнеплиоценовых продуктивных отложений. Подошвенные свиты нижнего плиоцена мощностью до 600 м, продуктивные на месторождениях Абшеронского НГР, в прилегающих рай­онах либо выклиниваются, либо не вскрыты из-за больших глубин залега­ния. Структурно обособлены три тектонических зоны - Западно-Абшеронская, Центрально-Абшеронская и Восточно-Абшеронская, имеющие обще­кавказское простирание (СЗ-ЮВ). К Западно-Абшеронской тектонической зоне приурочены антиклинальные зоны Гараэйбат-Локбатан-Гарадагская, и Сараи-Бинагадинская. Здесь выявлены нефтяные месторождения Бинагади, Чахнагляр, Сулутепе, Аташкя, Шабандаг, Ясамальская долина, Бибиэйбат и др. В юго-западном направлении нефтяные залежи сменяются газонефтяны­ми (Локбатан, Пута, Гушхана) и далее газоконденсатными (Гарадаг).

Центрально-Абшеронская тектоническая зона объединяет поднятия Фат-маи, Кирмаку, Балаханы-Сабунчи-Рамана, Сураханы, Гарачухур-Зых на суше и Гум-адасы на море. Здесь открыты многопластовые месторождения нефти и газа, в которых количество эксплуатационных объектов достигает 40. Место­рождение Балаханы-Сабунчи-Рамана является первым в мировой практике объектом механической добычи нефти, ведущейся здесь с 1871 года.

На северо-востоке Абшеронского НГР выделена Бузовна-Зиринская антиклинальная зона, к которой приурочены нефтегазоносные структуры Кюрдаханы, Бузовна-Маштага, Гала и Зиря.

Крайней восточной антиклинальной зоной Абшеронского НГР являет­ся приуроченная к Шахово-Азизбековскому разлому меридионально ориен­тированная группа складок, включающая северную и южную складки Пи-раллахи адасы и Гюргян-дениз. Все выявленные в пределах этой зоны структуры являются промышленно нефтегазоносносными.

Восточно-Абшеронский акваториальный НГР расположен к востоку от Абшеронского и отделяется от него северным продолжением Шахово-Азизбековского разлома. С севера район ограничен Северо- Абшеронским разломом, с юга - предполагаемым Южноабшеронским разломом, с востока - Восточнокаспийской флексурой. Площадь 2,9 тыс. км², удельная плот­ность структур 4,5 стр./тыс.км². В пределах района выявлено 13 поднятий, приуроченных к трем антиклинальным зонам: Хали - Нефт Дашлары, Гюнешли-Кяпаз и Дженуб - Огуз. Антиклинальная зона Хали-Нефт Дашлары включает поднятия Хали, Чилов адасы, Ази Асланов, Палчыг пилпиляси и Нефт Дашлары. Антиклинальная зона Гюнешли-Кяпаз состоит из поднятий Гюнешли, Чираг, Азери и Кяпаз; эта зона расположена в восточной части НГР кулисообразно к вышеописанной. Антиклинальная зона Дженуб-Огуз приурочена к южной части НГР и включает поднятия Дженуб, Дженуб-2, Огуз и Джаббар Гарягды. Основной нефтегазоносный интервал разреза - нижний плиоцен - имеет близкую литофациальную характеристику с Абшеронским районом. Структуры имеют строго широтное простирание и более глубоко погружены - особенно на востоке и юге района.

Большинство локальных структур в этом НГР содержат залежи нефти, газа и газоконденсата и в настоящее время находятся в промышленной раз­работке. На поднятиях Азери, Чираг, Гюнешли и Кяпаз выявлены крупные нефтегазовые месторождения, которые согласно заключенному договору между Азербайджанской Государственной Нефтяной Компанией и между­народными нефтяными компаниями будут разрабатываться совместно.

С северо-востока к Восточно-Абшеронскому экваториальному НГР примыкает своей западной окраиной Пираллахи-Келькорский НГР, основная часть которого относится к Туркменскому сектору Каспия. В Азербайджан­ском секторе Пираллахи-Келькорского НГР на площади 0,6 тыс. км2 выде­лены 4 локальные структуры (удельная плотность 6,7 стр./тыс. км2). На площади Гарабах открыто газовое месторождение, связанное с нижнеплио­ценовыми отложениями.

Юго-восточно-Абшеронский экваториальный НГР ограничен с севера юж­ным склоном Абшероно-Прибалханской зоны поднятий (предполагаемым Юж-но-Абшеронским разломом), с юга - Сангачал-Огурчинским разломом, с запада

- Западноабшеронским нарушением и с востока - Восточнокаспийской флексу­рой. В тектоническом отношении район соответствует Юго- восточно-Абшеронскому прогибу и является наиболее погруженной зоной Южно-Хазарской впа­дины с мощностью осадочных образований около 25 км. Площадь 8,8 тыс. км², удельная плотность структур 0,8 стр./тыс.км². Выявлено 7 поднятий. Ряд струк­тур (Бахар, Шах-дениз, Абшерон) представляют продолжение тектонических зон южной части Абшеронского НГР на юг и юго-восток. На структурах Бахар, Шах-дениз и «8 Марта» установлены месторождения нефти, газа и газоконден­ сата, связанные с отложениями нижнего плиоцена. По сравнению с Абшеронским НГР мощность продуктивной толщи нижнего плиоцена и глубины ее зале­ гания возрастают с градиентом до 65-70 м/км. Перспективы освоения данного НГР связаны с плиоценовыми (в основном, нижнеплиоценовыми) отложениями.

Джейранкечмезский НГР. Площадь 0,9 тыс. км2, удельная плотность структур 13 стр./тыс. км2. Занимает наиболее погруженную по поверхности складчатого основания часть Шамахы-Гобустанского прогиба. На дневной поверхности представлены в сводах структур - продуктивная толща нижне­го плиоцена и акчагыльский ярус, а на крыльях антиклиналей и в синклина­лях - абшерон и антропоген. Промышленные скопления нефти и газа, не­большие по запасам, выявлены в песчаных коллекторах продуктивной тол­щи (месторождения Шихгая, Анарт, Кяниздаг, Дуванный, Торагай, Дашгиль и др.), отличающихся худшей степенью сортированности песчано-алевро-литовых пород и увеличением их глинистости. Мощность продуктивной толщи 3,5 км. Локальные структуры НГР характеризуются крупными разме­рами и относительно невысокой степенью осложненности, невыдержанно­стью простираний, заворотами и разветвлениями. Антиклинальные зоны четко разделяются более широкими синклиналями. Своды антиклиналей ос­ложнены наиболее крупными грязевыми вулканами Торагай, Большой Кя­низдаг, Отманбоздаг и др.

Шамахы-Гобустанский НГР. Площадь 3,8 тыс. км², плотность структур 23,9 стр./тыс.км². Общая мощность мезозойско-кайнозойских отложений 14-17 км. Данный НГР включает территории центрального и юго-восточного Гобустана, а также Шамахынской и Ленгебиз-Алятской тектонических зон. Выявлены месторождения нефти и газа Умбаки, Восточное Гадживели. Имеются многочисленные промышленные и непромышленные притоки нефти из меловых, палеоген-миоценовых и плиоценовых отложений. Район весьма слабо разведан и весьма слабо освоен.

НГР Бакинского архипелага. Площадь 12,4 тыс. км², удельная плот­ность структур 4 стр./тыс. км². Выявлено 50 локальных поднятий. Мощность осадочных образований достигает 19-20 км. Северная граница НГР прохо­дит по Сангачал-Огурчинскому, а южная - по Мильско-Чикишлярскому разломам. Западная граница трассируется по Западно-Абшеронскому, а вос­точная - по Шахово-Азизбековскому разломам. Локальные поднятия в большинстве случаев выражены в рельефе морского дна в виде банок, ос­ложненных грязевыми вулканами (Сангачал-дениз, Дуванный-дениз, Ха-мамдаг-дениз, Дашлы, Янан-Тава и др.), или возвышающихся конусов гря­зевых вулканов, образующих банки и острова (Хара-Зиря, Умид, Ширван-дениз, Мугань-дениз и др.). Поднятия группируются в 8 антиклинальных зон: Сангачал-дениз - Хара-Зиря, Алят-дениз - Мешал, Пирсаат-Нахчыван, Ширван-дениз - М.Алекберли, Бяндован-дениз - Интигам, Гисас гюни -Иннам - Ниязи, Нефтчала-дениз - Надир Шах, Гызылагач-дениз - Араз-дениз. В настоящее время в НГР Бакинского архипелага в промышленной разработке находятся месторождения нефти Сангачал-дениз, Дуванны-дениз, Хара-Зиря, Алят-дениз, Гарасу и газоконденсатное месторождение Булла-дениз. Основными объектами разработки являются VII (свита «фасиле») и VIII (надкирмакинская песчаная свита) горизонты продуктивной толщи.

Нижнекуринский НГР. Площадь 7,5 тыс. км2, удельная плотность струк­тур 1,5 стр./тыс. км². Максимальная мощность осадочных образований дости­гает 19-20 км,из них около 6 км приходится на долю плиоцен-антропогеновых отложений. Геолого-геофизическими работами выявлено 21 поднятие, в 9 из которых открыты месторождения нефти, газа и газоконденсата, связанные с нижнеплиоценовыми (продуктивная толща) и частично верхнеплиоценовыми отложениями. Структуры приурочены к трем антиклинальным зонам: Пирсаат-Хамамдаг, Каламаддын – Мишовдаг - Бяндован и Кюровдаг-Гарабаглы-Нефт-чала. Промышленная разработка залежей нафтидов осуществляется на струк­турах Кюровдаг, Гарабаглы, Нефтчала, Мишовдаг, Галмаз, Шимали Кюрсан-гя, Джануби Кюрсангя, Каламаддын. Максимальная вскрытая мощность про­дуктивной толщи достигает 4 км (Бяндован). Продуктивная толща представ­лена, главным образом, верхним отделом по абшеронской разбивке, в то вре­мя как нижний отдел вскрыт (Бяндован) в сокращенной мощности, до под-кирмакинской свиты включительно. В толще выделяются 20 песчаных экс­плуатационных горизонтов. Основные залежи обнаружены в верхней, более песчаной части разреза мощностью 600-800 м (I-VII горизонты ПТ). В сводах наиболее приподнятых структур (Каламаддын, Большой Харами, Малый Ха-рами, Бабазанан и др.) и на северо-востоке, вдоль Ленгебизской гряды, про­дуктивная толща выведена на поверхность и значительно размыта. В приле­гающих синклиналях ее кровля погружается на глубину 5 км и более. В ЮВ направлении коллекторские свойства ухудшаются.

Нижнекуринский НГР относится к средним по занимаемой площади, слаборазведанным (31%) и слабоосвоенным (21%) по всему комплексу ме-зозойско-кайнозойских отложений. Эти показатели по нижнеплиоценовым отложениям составляют 53 % и 31% соответственно.

Ряд крупных районов Южно-Каспийской НТО по состоянию изученно­сти относятся к слабо разведанным или неразведанным, в связи с чем они выделяются как высокоперспективные или перспективные. Среди них Ленкорань-Рештский акваториальный, Низаминский акваториальный, Чалус-ский акваториальный, Ататюркский акваториальный.

Ленкорань-Рештский акваториальный высокоперспективный НГР ог­раничен с севера западной частью Мильско-Чикишлярского глубинного раз­лома, с юга - Предэльбурсским глубинным разломом, с запада - Западно-каспийским и с востока - южной частью Шаховско-Азизбековского разлома. Площадь 4,12 тыс. км², максимальная мощность мезокайнозойских отложе­ний достигает 18 км. Выявлено 17 структур (удельная плотность 4,12 стр./ тыс. км²). Перспективы нефтегазоносности связаны с мезозойско-кайнозойскими (в основном, плиоценовыми) отложениями.

Низаминский акваториальный перспективно-нефтегазоносный район ограничивается с запада Шаховско-Азизбековским разломом, с востока -Восточнокаспийской флексурой. Северная и южная границы соответствуют границам Мильско-Чикишлярской широтной складчатой зоны. Площадь 7,8 тыс. км². Мощность осадочных образований сокращена относительно смеж­ных НГР и составляет 16-17 км, что может означать некоторое сокращение мощности основной продуктивной толщи плиоцена, с которой связываются основные перспективы нефтегазоносности. Выявлено 25 структур (удельная плотность 3,2 стр./тыс. км²). Район относится к крупным, неразведанным и неосвоенным.

Чалусский акваториальный перспективный район выделяется в средней части северного борта Предэльбурсского прогиба. Его границами являются на севере - южный край Мильско-Чикишлярской субширотной складчатой зоны, на юге - Предэльбурсский глубинный разлом, на западе - Шаховско- Азизбе-ковский разлом. Мощность нефтегазоперспективных мезозойско- кайнозойских образований может достигать 20 км. Перспективы нефтегазоносности связы­ваются, прежде всего, с толщей плиоцена. Район изучен недостаточно.

Ататюркский акваториальный высокоперспективный район площадью 13,2 тыс. км² непосредственно примыкает к НГР Бакинского архипелага и Юго-восточно-Абшеронскому акваториальному НГР. К настоящему време­ни на его площади выявлено 14 поднятий, и удельная плотность структур составляет 1 стр./тыс.км². Общая мощность осадочных образований 18-19 км. Район полностью занимает тектоническую зону Абиховской (попереч­ной) складчатости и ограничивается с севера Сангачал-Огурчинским разло­мом, с юга - северным склоном Мильско-Чикишлярской широтной зоны складчатости, с запада - Шаховско-Азизбековским разломом, а с востока -Восточно-Каспийской флексурой. Сейсморазведкой выявлены поднятия Ататюрк, Шарг, Алов, Араз, Гюлюстан, группирующиеся в единую анти­клинальную зону. На северо-западе площади выявлены поднятия Дж.Мамедкулизаде, Авеста, И.Гусейнов, Али Назим, Гара Гараев, Гантемир, а на юго-востоке - Б. Чобанзаде, Алескер Алекберов, Шимали Мехсети.

К северу от Абшеронского и Восточно-Абшеронского акваториального НГР в пределах северо-восточной части территории Азербайджана и приле­гающей акватории, в межмегабассейновой зоне выделены Северогобустан-ский и Дибрар-Яшма-Хызынский возможно перспективные районы.

Северогобустанский возможно перспективный район охватывает вос­точную часть Ковдаг-Сумгайытского прогиба, примыкающего с юга к Алтыагач-Куркачидагской антиклинальной зоне - южной приосевой части во­дораздела юго-восточного погружения Большого Кавказа. Площадь района -около 2,4 тыс. км², количество выявленных структур 41, удельная плотность 17,1 стр./тыс. км², мощность осадочных образований 16-17 км. В сводах антиклиналей на дневную поверхность выведены меловые, в том числе ниж­немеловые отложения. Мощность меловых отложений, представленных терригенно-карбонатным флишем, превышает 4 км. В отдельных интервалах разреза (турон-коньяк) распространены мощные пласты трещиноватых из­вестняков, возможные коллекторы нефти и газа. В синклинальных структу­рах описаны палеоген-миоценовые отложения. На востоке меловые и палео­ген-миоценовые толщи погружаются под плиоценовый плащ Абшеронского НГР. Для структур характерна общекавказская ориентировка и крутое по­гружение в юго-западном и восток-юго-восточном направлениях. В северо­западной части Северогобустанского района отмечается развитие покровов мезозойских отложений над залегающим в автохтоне палеогеновым ком­плексом пород. Выявлены Астараханский, Сардыханский и Дамирчинский покровы, состоящие из отложений верхов нижнего мела и верхнего мела. Бурением установлено, что Астараханский покров имеет двухъярусное стро­ение. Верхний ярус состоит из баррем-датских, а нижний - из валанжин- сантонских отложений.

Район относится к мелким, неразведанным и неосвоенным. Его пер­спективы нефтегазоносности связаны с мезозойскими образованиями.

Дибрар-Яшма-Хызынский возможно перспективный район в тектони­ческом отношении занимает центральную часть юго-восточного погружения мегантиклинория Большого Кавказа на суше и состоит из двух смежных синклинориев - Дибрар-Яшминского и Хызынского (или Хизинского), раз­деляющихся по Гермианскому разлому. Площадь 2,5 тыс. км². В районе вы­явлено 31 поднятие. Удельная плотность структур 12,4 стр./тыс.км². Дибрар-Яшминский синклинорий представлен на поверхности верхнемеловыми, реже альбскими и аптскими терригенно-карбонатными флишевыми образо­ваниями. В Хызынском синклинорий развиты нижние горизонты мела, а местами на поверхность выведены юрские отложения. Синклинорий состоит из Келевудаг-Советабадской и Тугчайской синклиналей, разделенных Бегимдаг-Ситалчайской антиклинальной зоной. На морских структурах района (Шураабад-дениз, Яшма-дениз) мощность меловых отложений сокращается. Мезозойские отложения района интенсивно дислоцированы. По потенци­альным ресурсам углеводородов район относится к мелким, весьма слабо-разведанным и весьма слабоосвоенным. Перспективы нефтегазоносности связаны с юрскими (байос, кимеридж-титон) и меловыми (берриас-валанжин) отложениями. В целом, в пределах азербайджанского сектора Юж­но-Каспийской НГО выделено 8 нефтегазоносных и 4 высокоперспектив­ных и перспективно-нефтегазоносных района. Общее количество выявлен­ных локальных структур составляет 240, в том числе на акватории площа­дью 37 тыс. км2 выявлено 89 поднятий. С учетом поднятий Североабшерон-ского акваториального нефтегазоносного и Дибрар-Яшма-Хызынского возможно перспективного района количество выявленных поднятий увеличива­ется до 288. Открыто 67 месторождений нафтидов, в том числе 31 месторо­ждение - в акватории Каспия.

В туркменском секторе акватории и на восточном побережье Кас­пия (к востоку от Восточнокаспийской флексуры) основной объем геолого-геофизических исследований и главные месторождения нафтидов сосредо­точены в пределах восточной части Абшеронско-Прибалханской зоны под­нятий, где установлена региональная нефтегазоносность красноцветной толщи плиоцена.

Территория к юго-западу от Куринско-Южно-Каспийского мегабассейна относится к Малокавказско-Талышской межмегабассейновой зоне, в пре­делах которой выделяется Нижнеаразский поперечный прогиб и одноимен­ный возможно перспективный нефтегазоносный район, недостаточно изу­ченный. Перспективы его нефтегазоносности связываются с мезозойским осадочным комплексом мощностью до 6-7 км.