Читайте также:
  • 4.2. КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ
  • 8.2.2. Тектоника шельфовых областей Сахалина
  • 8.6.1. Геологические особенности месторождений на шельфе Южного Каспия

  • 8.6. ПЕРСПЕКТИВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА ШЕЛЬФЕ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

    Южно-Каспийская впадина (ЮКВ) приурочена к южному глубоководному геоморфологическому элементу Каспийского моря. Строение ЮКВ достаточно хорошо изучено геологическими, геофизическими, геохимическими, гидрогеологическими и другими методами. В современном структурном плане ЮКВ охватывает акваторию Южного Каспия и сопредельные низменные участки суши:

    — Западно-Туркменскую низменность — на востоке;

    — прибрежную низменность Ирана — на юге;

    — Нижнекуринскую низменность — на западе;

    — Апшероно Гобустанский — на северо-западе.

    Вдоль северной части впадины проходит Аишеропо-При-балханекая зона поднятий, морфологически выраженная на дне моря в виде Апшсронского порога.

    ЮКВ региональными разрывными нарушениями разбито на множество разномасштабных тектонических блоков. На периферийных частях мегавпадины характерными структурными формами являются выступы фундамента, внутри которого часто отсутствует даже "штриховая" запись на сейсмических временных разрезах вулканогенных и метафор-мизованных пород.

    Анализ структурно-тектонического строения нижних комплексов осадочного чехла обнаруживает ряд закономерностей, которые можно объяснить смещением и опусканием блоков фундамента в неотектоническое время. Так, неогеновые толщи осадочного чехла образуют флексуру, на верхнем крыле которой выделяются несколько слабовыраженных асимметричных антиклиналей, входящих в состав Северо-Апшеронской зоны поднятий, южные же антиклинали образуют складчатые линии Апшероно-Прибалханской зоны поднятий. О крупной неотектонической фазе погружения фундамента ЮКВ вдоль имевшихся к этому времени глубинных разломов свидетельствует также положение современной бровки шельфа и разрывы сводовых частей антиклиналей Апшероно-Прибалханской зоны поднятий.

    Исследования зеркал складчатости опорных горизонтов (поданным сейсморазведки и бурения) позволили установить, что область максимального прогибания по всем опорным горизонтам (поверхность консолидированного основания, мезозоя, палеоцен-миоцена и среднего плиоцена) находится в центральной части ЮКВ. При этом как западный, так и восточный сегменты имеют собственные депрессионные фокусы и могут рассматриваться как относительно автономные субдепрессии широтного простирания и разделенные в центральной части субмеридиональным барьером ("вал Абиха"). Регион характеризовался устойчивым прогибанием и относительно интенсивным осадконакоплением в течение всего рассматриваемого интервала геологического времени, сопровождавшегося екладкообразующими процессами различного генезиса, что создало благоприятные палеоструктур-i lo-tcktoi шческие условия для формирования ловушек структурного. j патологического и смешанного типов.

    Основные залежи в ЮКВ связаны с пеечапо-алеврито-глинистыми отложениями среднего и верхнего плиоцена общей мощностью от 4 до 5,5 км, из них на долю среднего плиоцена приходится 2500-3700 м (продуктивная и красноцвет-ная толщи), а на долю верхнего плиоцена — 500-2000 м (ап-шеронский и акчагыльский ярусы). Миоценовый комплекс, (диатомовая свита и чокракский ярус) общей мощностью 2000-2500 м представлен глинистыми образованиями с редкими прослоями песков и мергелей. Палеогеновый комплекс мощностью 1000-2000 м представлен терригенно-карбонат-ными породами. Два последних комплекса также промыгн-ленно нефтегазоносны (Ф. М. Багирзадс, В. А. Горин, В. С. Мелик-Пашаев, М. Ф. Мирчинк, A. JI. Путкарадзе, Ф. И. Самедов, Л. А. Буряковский и др.).

    Главный нефтегазосодержащий комплекс среднего плиоцена — продуктивная толща (ПТ) — по литологическим признакам делится на ряд свит (снизу вверх): калинская (КаС), подкирмакинскал (ПК), кирмакинская (КС), надкирмакинская песчаная (НКП), надкирмакинская глинистая (НКГ), "перерыва", балаханская, сабуiпинская, суханская. Наиболее характерная черта этого комплекса — ритмичность смены пес-чано-алевритовых и глинистых слоев.

    Основные структурные формы, контролирующие скопления нефти и газа, — антиклинальные (брахиантиклиналь-ные) складки плиоценового структурного этажа, которые группируются в протяженные антиклинальные зоны. Углы падения пластов самые разнообразные от 2-5° до 45-50°. Для этих структур характерна значительная раздробленность, причем продольные разрывы имеют значительные амплитуды смещения и региональный надвиговый характер. Поперечные нарушения в основном играют роль экранов. Месторождения, как правило, многопластовые с продуктивными горизонтами значительной мощности при очень узком стратиграфическом диапазоне (средний плиоцен). Почти все структуры, открытые геофизическими методами (сейсморазведкой), продуктивны. В пределахАптперонского архипелага разрабатываются месторождения Нефтяные Камни, Грязевая Сопка, о. Жилой, Южная, Порганы-море, о. Артема, банка Дарвина, Зыря, о. Песчаный, Вахар, им. 28 Апреля; в Бакинском архипелаге — крупные месторождения Санга-чалы—Дуванный-море — о. Булла и Булла-море. В разработке находится месторождение Челекен. банка Жданова, банка JLAM. в разведке — башга Ливанова, банка Губкина и др. Кроме того, известно большое число перспективных структур.

    Залежи нефти и газа приурочены к рыхлым и средне-несцементированным песчано-алевритовым коллекторам со значительным содержанием глинистой фракции. Пористость пород 15-28 %. проницаемость (10-ИООО)-10"15 м2. Плотность нефти от 780 до 940 кг/м3. Нефти малосернистые (0,35 %). Парафин содержится во всех нефтях, но не более 1 %, хотя имеются залежи с содержанием парафина до 10-20 %. В закрытых залежах наблюдается тенденция к увеличению плотности нефти вниз по разрезу. В этом же направлении уменьшается минерализация (от 200 до 10-Г5 г/л) пластовых вод и увеличивается их щелочность.


    ::Следующая страница::