Южно-каспийская провинция
Cтраница 1
 |
Схема распределения локализованных геологических ресурсов УВ по условным расчетным районам Каспийского моря. [1] |
Южно-Каспийская провинция, как известно и как упоминалось в настоящей работе, является главным нефтегазодобывающим регионом Каспийского моря. С ней связана значительная доля доказанных запасов нефти и газа, здесь находится наибольшее число известных в настоящее время морских нефтегазовых месторождений. Месторождения углеводородов связаны с песчаными пластами продуктивной толщи Азербайджана и красно-цветной толщи Туркмении, которые отнесены к среднему плиоцену. Эти отложения залегают на глубинах от 0 1 до 5 5 км и более и достигают мощности 6 0 - 7 0 км. [2]
В пределах западной части Южно-Каспийской провинции по перспективам нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов выделяются шесть зон различных категорий перспективности. [3]
В целом следует отметить весьма скромную оценку перспектив нефтегазоносности большей части территории западной части Южно-Каспийской провинции ( Азербайджанской ССР), особенно по сравнению с Грузинской ССР. Нам кажется, что территории Нижнекуринской, Кобустано-Апшеронской НГО являются одними из наиболее перспективных земель и могут и должны рассматриваться наряду с Терско-Сунженским НГР как наиболее перспективные территории в отношении возможности открытия залежей УВ на больших глубинах. Здесь на больших глубинах сохраняются достаточно высокие емкостные свойства, выявлены структурные формы, благоприятные для скоплений УВ. На большей части территории еще не вскрыта нижняя часть продуктивной толщи. Все это позволяет относить названные области к наиболее перспективным. [4]
Несколько снижены перспективы нефтегазоносности отложений на глубинах более 4 5 км в пределах Предкарпатского прогиба, Западного и Северо-Западного бортов Прикаспийской впадины, в Мурадханлинском и Притбилисском районах запада Южно-Каспийской провинции, в отдельных участках Нижневолжской области и в Западном и Восточном Предкавказье, а также в Днепровско-Донецкой впадине. [5]
При сравнительной оценке перспектив нефтегазоносности исследованных территорий к наиболее перспективным в отношении возможности открытия в глубокопогруженных горизонтах залежей нефти относится Терско-Сунженский НГР Терско-Каспийской НГО, а также Кобустано-Апшеронская и Нижне-Куринская НГО запада Южно-Каспийской провинции. В первом, Терско-Сунженском, районе перспективны верхнемеловые карбонатные отложения и терригенно-карбонатный комплекс подсолевой верхней юры. В пределах же запада Южного Каспия перспективы связываются главным образом с тер-ригенными отложениями продуктивной толщи среднего плиоцена. [6]
Особо следует отметить слабоизученный бурением и геофизическими исследованиями Аджиноурский НГР. Развитые здесь отложения среднего миоцена, эоцена и мезозоя обладают громадными ресурсами УВ, а два последних направления могут стать ведущими в поисково-разведочных работах на нефть Иори-Аджиноурской НГО и в дальнейшем в целом по Южно-Каспийской провинции. [7]
С северо-востока впадину ограничивают горноскладчатые сооружения Куба-Дага и Большого Балхана, с востока - Малого Бал-хана и западные отроги Копетдага. Южным ее обрамлением являются Аладаг-Эльбургская, Тальгинская и Малокавказская складчатые системы, северо-западным и западным - мега-антиклинорий Большого Кавказа и Дзирульский массив. Северная граница Южно-Каспийской провинции расположена в море и соответствует Апшероно-Челекенскому порогу. [8]
Прибалханская зона поднятий по перспективам нефтегазоносности больших глубин отнесена к высокоперспективным территориям III категории. Перспективы здесь связаны с отложениями красноцветной толщи ( среднего плиоцена), в основном с ее нижним отделом. По всему разрезу красноцветной толщи на больших глубинах отмечаются нефтегазопроявления разного масштаба вплоть до промышленных скоплений УВ на структурах Котур-Тепе, Барса-Гельмес и Бурун. Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород красноцветной толщи, так же как и ее аналога - продуктивной толщи запада Южно-Каспийской провинции, ухудшаются с глубиной. Однако с глубины 3 5 - 4 км, как и в продуктивной толще, интенсивность снижения пористости уменьшается. [9]
В действительности многие из них существенно изменяются по разрезу, и неучет этих факторов может привести к серьезным погрешностям при определении давлений. В связи с этим мы изучали влияние различных факторов ( минералогического состава глин и минерализации насыщающих их растворов, содержания песчано-карбонатного материала, проводящих минералов, температуры, давления, газонасыщения, анизотропии и др.) на свойства глин, определяемые геофизическими параметрами. Для этого были выполнены некоторые теоретические исследования и расчеты на ЭВМ, специальные скважинные и лабораторные исследования на искусственных и природных образцах с использованием кернового материала из глубоких или специально пробуренных скважин ( глубиной 1500 - 1800 м) со сплошным отбором керна ( площади Дуванный-море и Булла-море Южно-Каспийской провинции), а также из скважин колонкового бурения глубиной 50 - 60 м в пределах Терско-Сунженской области Восточного Предкавказья. [10]
Страницы: 1