Full Text

Введение Наличие богатых запасов углеводородов обеспечивает Азербайджану широкую известность и особый статус по всему Закавказскому региону. В то же время установлено, что общая площадь перспективно нефтегазоносных земель суши Азербайджана составляет 54 % всей территории (47 тыс. км2). Перспективные территории охватывают равнинные и предгорные районы республики и приурочены к нефтегазоносным бассейнам-прогибам, испытавшим интенсивное погружение в мезозойско-кайнозойское время (рис. 1). Рис. 1. Схема нефтегазоносных районов: 1 - НГО (I - Северо-Апшеронская, II - Гобустано-Апшеронская, III - Нижнекуринская, IV - Евлах-Агджабединская, V - Иори-Аджиноурская); 2 - НГР (а - Кусаро-Дивичинский, б - Шемахино-Гобустанский, в - Апшеронский, г - Апшеронский архипелаг, д - Нижнекуринский, е - Бакинский архипелаг, ж - Мурадханлинский, Саатлы-Геокчайская зона, з - Кировабадский, и - Ленкоранский, к - Аджиноурский, л - междуречье Куры и Иори, м - Мирзаанский, к - Нахичеванский, возможно нефтегазоносный); осевые линии: 3 - Мингечаур-Саатлы-Талышского межбассейнового поднятия, 4 - Евлах-Агджабединского прогиба; 5 - месторождения нефти и газа; 6 - локальные поднятия: 1 - Талаби, 2 - Агзыбирчала, 3 - Ленинабад, 4 - Астрахановка, 5 - Кызылагач, 6 - Каламадын, 7 - Мурадханлы, 8 - Зардоб, 9 - Советляр, 10 - Тарсдалляр, 11 - Гюрзундаг, 12 - Саждаг, 13 - Аджиноур) Однако, несмотря на более чем вековую историю нефтегазодобычи в Азербайджане, выявленные перспективные районы и зоны неодинаковы по степени изученности углеводородосодержащих отложений и оценки ресурсов. Так, в частности, если на наиболее изученном Апшеронском полуострове разведанность составляет 2060 м/км2, а на площадях Нижнекуринской впадины и Прикаспийско-Кубинского района соответственно 350 и 260 м/км2, то в центральных и западных районах республики, в частности в междуречье Куры и Иори и Аджиноурской области, недра практически не изучены глубоким бурением. Соответственно, разведанность здесь составляет 7 и 3 м/км2. С учетом данной ситуации в последние годы в республике осуществляется передислокация буровых разведочных работ с восточных районов в менее изученные центральные и западные. При этом особую важность обретает обобщение имеющегося геолого-геофизического материала, оценка перспективности отдельных литолого-стратиграфических комплексов и прогнозирование глубокозалегающих нефтегазовых резервуаров. Геологические характеристики площади Каламаддин Прикуринской межгорной впадины С учетом перспектив нефтегазоносности Куринской межгорной впадины, наличия в ее пределах неизученных локальных поднятий, возможности открытия в них нефтегазовых скоплений промышленного значения изучение геологического строения и коллекторских свойств пород площади Каламаддин является актуальной задачей при определении перспективных структур и нефтегазоносных объектов. В связи с открытием месторождений нефти и газа на площадях Мишовдаг, Галмаз, Кюровдаг и др. в Нижнекуринской впадине интерес к площади Каламаддин возрос, и с 1967 г. на этой площади начали бурить разведочные скважины. В результате был изучен осадочный разрез этой площади от олигоцен-миоценовых (майкопская серия - ) до четвертичных отложений включительно (см. рис. 1). В нижней части майкопских отложений были вскрыты песчанистые пласты, а в верхней - в основном глины. Надстилающий майкопскую серию чокракский горизонт характеризуется чередованием маломощных песчаников и глин, а вышезалегающая диатомовая свита представлена глинисто-песчаными отложениями. Отложения продуктивной толщи (ПТ) (нижний плиоцен - ) на своде размыты и вскрыты в нескольких скважинах. Литологически они представлены чередованием глин и песков. Реже встречаются пласты конгломерата. На площади Каламаддин нижняя часть отложений ПТ, примерно ниже XI-IV горизонтов, в разрезе не присутствует. Здесь в разрезе ПТ выделяются восемь песчаных пластов, а в нижней ее части отмечается глинистая пачка. Отложения акчагыльского яруса вскрыты в нескольких скважинах, они размыты на севере-восточном крыле складки. Акчагыльские отложения литологически представлены чередованием серых, светло-серых глин, песков и песчаников. В нижней части разреза встречаются пропластки вулканического пепла. Четвертичные отложения встречаются в основном в зонах погружения крыльев структуры и представлены чередованием песчано-глинистых пород. Общая мощность акчагыльских отложений составляет 450 м. Отложения апшеронского яруса представлены тремя подъярусами, литологически выраженными чередованием песков, песчаников и глин. Нижний подъярус имеет минимальную песчанистость, средний апшерон более песчаный, а верхний апшерон относительно глинистый. Общая мощность отложений апшеронского яруса составляет 480 м. Складка Каламаддин представляет собой укороченную брахиантиклиналь, простирающуюся с северо-запада на юго-восток. Длина складки составляет 10-12 км, а ширина 4-5 км. Юго-западное крыло крутое (30-80°), северо-восточное более пологое (20-30°). Вдоль продольной оси складки проходит региональный глубинный разлом, восточное крыло которого приподнято, а амплитуда составляет 1000 м. Параллельно наблюдается еще два продольных нарушения. Средний блок между ними на 200-400 м выше смежных, что способствовало формированию осепродольного грабена. Складка осложнена еще четырьмя поперечными разрывами (рис. 2). Как видно из рис. 3, развитие складки в целом происходило по нарастающей в течение рассматриваемого геологического времени. Очевидно, это связано с близостью ее к очагу сжимающих напряжений, коим является Большекавказская коллизия. Проведенными геофизиками в последние годы исследованиями установлено, что складка состоит из двух самостоятельных куполов, которые разделяются слабовыраженной седловиной. Длина северного купола, в котором расположено нефтяное месторождение, составляет 6 км, ширина 2 км, а высота 1,3 км (рис. 4). Грязевой вулкан Каламаддин связан с вышеуказанным первым глубинным разломом. Грязевой вулкан, грифоны, сальзы, а также наблюдаемые в структурно-поисковых скважинах нефтегазовые проявления и благоприятные геологические условия дали основание, чтобы начать здесь глубинное поисковое бурение. Рис. 2. Складка Каламаддин. Структурная карта по кровле IV горизонта ПТ Рис. 3. График интенсивности роста складки Каламаддин Определение причин появления грязевых вулканов, грифонов, сальз, а также нефтесодержания в пределах поднятия Каламаддин возможно с помощью графика развития складки с понтического века по настоящее время. Складка Каламаддин является самой северо-западной складкой антиклинальной зоны Каламаддин-Хыдырли-Янан Тава-Мугань-дениз северо-запад-юго-восточного простирания. Складка расположена на северо-западе Нижнекуринской впадины и простирается в пределах Бакинского архипелага. Как видно из графика (см. рис. 3), скорость развития складки в пределах рассматриваемого геологического времени протекает в целом поступательно. Складка начала свое развитие не позднее понтического века, а скорость развития складки в это время почти идентична скорости развития в раннем плиоцене. В позднем плиоцене скорость развития складки значительно возросла, а в четвертичном периоде еще увеличилась. Такой характер роста складки связан с ее расположением вблизи очага напряжений сжатия коллизии Большого Кавказа. Особенно интенсивное влияние механизмов поперечных и продольных изгибов в плиоцене и четвертичном периоде способствовало формированию либо активизации осложняющего его грязевого вулкана, а также омоложению древних и возникновению новых нарушений. Такие активные тектонические процессы способствовали частичному разрушению и переформированию месторождений. Это состояние можно проследить по степени нефтегазоносности природных резервуаров, выявленных в разрезе складки. Рис. 4. Складка Каламаддин. Геологический профиль по линии I-I: Q1ab - Апшеронский ярус; - продуктивная толща Следует отметить, что, несмотря на то что датой открытия месторождения считается 1979 г., первые промышленные притоки нефти были получены в сводовой и присводовой частях складки еще раньше из отложений апшеронского яруса. В 1979 г. была выявлена нефтеносность V горизонта, позже, за короткий промежуток времени, была выявлена нефтегазоносность таже IV, III, II и I горизонтов. В грабеновой системе разрывов в зоне среднего блока получен газ из I горизонта. II и III горизонты в некоторых блоках нефтеносны, а в некоторых - газоносны (рис. 5). Рис. 5. Складка Каламаддин. Геологический профиль по линии II-II IV и V горизонты в основном нефтеносны. Дебит нефтегазовых скважин по разным горизонтам изменяется в широком диапазоне. Так, дебит в газовых скважинах составляет 35-200 тыс. м3/сут, а в нефтяных скважинах - 0,8-71 т/сут [1-17]. Изменение по глубине коллекторских характеристик отложений ПТ месторождения Каламаддин С целью уточнения перспективности нефтяного месторождения Каламаддин были комплексно проанализированы образцы кернового материала, отобранного из поисково-разведочных скважин. Следует отметить, что месторождение Каламаддин мало изучено по сравнению с другими площадями Нижнекуринской впадины. Вследствие этого для определения перспектив нефтегазоносности необходимо изучить коллекторские свойства отложений месторождения и прилегающих территорий. Для решения этой задачи были изучены такие физические свойства образцов, как гранулометрический состав (%), карбонатность (%), пористость (Kм, %), плотность (σ, г/см3), проницаемость (10-15 м2). В частности, по результатам изучения гранулометрического состава пород продуктивной толщи для нефтяного месторождения Каламаддин установлено, что размеры зерен изменяются в пределах 0,1-0,01 мм. Это указывает на преобладание в разрезе алевритов. Некоторая динамика размеров зерен (с постепенным увеличением) объясняется неравномерным распределением литотипов в разрезе. Установлено также закономерное изменение значений физических свойств пород в литостратиграфических единицах, участвующих в геологическом строении месторождения, по площади и разрезу. Для этого был рассчитан диапазон изменения и средние значения коллекторских свойств пластов. Кроме того, были установлены зависимости проницаемости от пористости, пористости от глубины, а также изменение других физических параметров с глубиной. Пределы изменения и средние значения петрофизических характеристик пород ПТ по разрезу сведены в таблицу, а графически эти данные представлены на рис. 6. Изменение петрофизических характеристик с глубиной отложений ПТ месторождения Каламаддин Интервал, м Гранулометрический состав, % фракции, мм Карбонатность, % Пористость, % Проницаемость, 10-15 м2 псамиты алевриты глины > 0,25-0,1 0,1-0,01 < 0,01 4 6 7 8 9 10 11 324-420 421-510 510-855 865-900 905-1050 1060-1210 1215-1250 1255-1400 2310-2650 2650-2929 Примечание. В числителе указаны экстремальные значения, в знаменателе - средние значения; в скобках - количество исследованных образцов. Интервал, м Гранулометрический состав, % фракции, мм Карбонатность, % Пористость, % Проницаемость, 10-15 м2 > 0,25-0,1 0,1-0,01 < 0,01 4 6 7 8 9 10 11 324-420 421-510 510-855 865-900 905-1050 1060-1210 1215-1250 1255-1400 2310-2650 2650-2929 Рис. 6. График изменения петрофизических характеристик пород ПТ с глубиной месторождения Каламаддин Как видно из графиков, изображенных на рис. 6, с глубиной происходит ухудшение коллекторских свойств пород. Такое уменьшение пористости с глубиной связано с изменением гранулометрического состава пород. Эта зависимость более явно прослеживается по усредненным значениям петрофизических характеристик пород. Из рассмотрения глубинных интервалов вариации значений пористости и глинистости следует, что пористость пород ПТ с глубиной убывает от 28,8 до 11,8 %, а глинистость, наоборот, возрастает от 13,6 до 50,2 % (см. таблицу и рис. 6). Несомненно, на коллекторские свойства пород оказывают влияние также содержание других фракций, степень отсортированности, карбонатность, уплотненность и т.д. Более того, примечательно, что по данным неглубоких и глубоких скважин изменение коллекторских свойств пород имеет место и в отдельных тектонических блоках. Последнее, на наш взгляд, связано с генетической природой самой складки, степенью ее осложненности дизъюнктивами, с их типами, гипсометрическим положением тектонических блоков относительно друг друга и со степенью развитости напряжений сжатия или растяжения в пределах отдельных тектонических блоков, а также с целым рядом других факторов. В глубоких зонах тоже происходят вышеуказанные процессы. Это дает нам возможность прогнозировать, что в нижних глубокозалегающих частях разреза месторождения имеются пористые нефтегазоносные коллекторы. Кроме того, из графика изменения гранулометрических и коллекторских свойств (см. рис. 5) видно, что между коллекторскими свойствами и гранулометрическим составом пород наблюдается определенная зависимость. Так, в интервале глубин 324-510 м количество псаммитовой и алевритовой фации составляет 64,5-76,2 %, а пелитовая фация составляет 13,6-23 %, пористость - 28,8-28,3 %, проницаемость - (562,0…670,0)·10-15 м2. Далее в интервале глубин 510-900 м количество пород с псаммитовой фацией составляет 0,2-34,4 %, алевритовая фация - 42,7-45,7 %, пелитовая фация - 57,4-19,5 %, пористость - 18,3-21,5 %, а проницаемость составляет лишь (7,3…60,0)·10-15 м2. Низкая проницаемость (7,3·10-15 м2) в этом интервале глубин связана с гранулометрическим составом пород. Как видно из таблицы и рис. 6, в интервале 510-855 м гранулометрический состав породы состоит из глин (37,4 %), алевритов (42,7 %) и крупнозернистых песков (всего 0,2 %). В таком гранулометрическом составе пористость пород будет субкапиллярной или близкой к ней. Именно по этой причине проницаемость в рассматриваемых породах очень низкая. В таких породах относительно высокая карбонатность, выполняя роль цемента, приводит к уменьшению проницаемости. В интервале глубин 865-900 м происходит сильное уменьшение карбонатности и глинистости, одновременно наблюдается увеличение песчанистости алевритов соответственно от 34,4 до 45,9 %, а также увеличение проницаемости (до 60,0·10-15 м2) относительно вышележащего глубинного интервала. Причина этих изменений в рассматриваемом интервале связана с резким уменьшением глинистости и увеличением песчанистости. Однако увеличение алевритистости до 45,9 % стало причиной слабого увеличения пористости и проницаемости (см. рис. 6) в связи с хорошей взаимной упакованностью песков и алевритов. В интервале глубин 905-1050 м происходит резкое уменьшение песчанистости до 8,9 %, увеличение глинистости более чем в два раза (41,1 %) и небольшое увеличение карбонатности. Несмотря на то что такое соотношение фракций стало причиной относительного уменьшения пористости, наблюдается незначительное увеличение проницаемости. Резкого изменения в процентном соотношении фракций пород в интервале глубин 1060-2310 м не наблюдается. Так, песчаная фракция изменяется в пределах 21,3-17,2 %, алевриты - 38,5-33,3 %, глины - 46,2-43,2 %. Карбонатность по глубине увеличивается от 14,1 до 20,1 %, и при такой, относительно слабой, изменчивости литофациального состава разреза пористость уменьшается от 16,8 до 14,2 %, а проницаемость в этом глубинном интервале, по сравнению с предыдущими, уменьшаясь более чем в два раза, остается почти стабильной ((33,2…32,4)·10-15 м2). Значения проницаемости ниже нормы в рассматриваемом интервале связаны с содержанием алеврита и, в особенности, глин в фракционном составе пород. В интервале 2310-2929 м песчаная фракция резко уменьшается (8,3-7,2 %), алевритовые и глинистые фракции составляют соответственно 42,7-44,3 и 48,4-50,2 %, а карбонатность 15,1-15,6 %. Несмотря на то что в таком литологическом составе пористость пород составляет 13,3 %, можно сказать, что они лишены проницаемости ((8,5…3,2)·10-15 м2). В целом результаты исследований показывают, что в рассматриваемом глубинном интервале в нормальном литолого-стратиграфическом разрезе площади Каламаддин проницаемость пород прямо пропорциональна их песчанистости и обратно пропорциональна их глинистости. При анализе петрофизических данных пород и построении графика изменения их значений выяснилось, что в некоторых случаях нарушается закономерность изменения петрофизических данных. Для уточнения этого явления были изучены материалы керна в условиях высокой температуры и давления. В естественных условиях в глубоких слоях земли эти породы подвергаются воздействию напряжений, возникающих вследствие механических и физико-химических процессов. Так, в частности, в горных породах в стадии эпигенеза под воздействием давления и температуры происходит растворение минеральных веществ и изменение порового пространства. В процессе бурения скважин извлекаемые образцы пород (керны) подвергаются упругой деформации. Изучение этих кернов дает возможность получить детальные сведения о физических и коллекторских свойствах пород в соответствии с глубиной их залегания, поэтому изучение упругих и коллекторских свойств пород в термобарических условиях имеет большое значение при разработке нефтегазовых месторождений. Исследования показывают, что в результате геолого-физических процессов физические свойства одноименных и одновозрастных пород изменяются и приобретают разные значения. Эти выводы подтверждаются исследованиями, проводимыми под высоким давлением и при высокой температуре, т.е. в условиях, в которых находятся породы на больших глубинах. Однако продуктивные коллекторы - это пористые среды, насыщенные жидкостью и газом, поэтому пористость влияет на физические свойства пород. Это означает, что во время исследований необходимо также учитывать внутрипоровое давление. В алеврито-туфитовых породах, пористость которых составляет 20 %, было изучено влияние поровых давлений на скорость упругих волн. Выяснилось, что у этих образцов скорость сначала несколько уменьшалась, а затем возрастала до своего начального значения. Детальное изучение пористости и плотности пород под высоким давлением показало, что эти параметры подвержены значительному изменению. Все эти показатели учтены при исследовании геологических и геофизических материалов. В диапазоне давлений 0-60 МПа (соответствует глубине в 5-6 км) упругие деформации порового пространства составляют 30-50 %. Одним из характерных свойств песчаников и алевритов является изменение пористости в зависимости от давления. При давлении 20-30 МПа отношение ΔK/Kп (относительное изменение коэффициента пористости) имеет максимальный градиент. Далее, при давлении выше 60 МПа, этот градиент уменьшается и доходит до нуля. Для глинистых песчаников и алевритов, имеющих высокую начальную пористость, характерно минимальное относительное изменение коэффициента пористости. Выявление причины максимального относительного изменения для сильно глинистых пород, имеющих низкую начальную пористость, даст возможность определить изменение коллекторских свойств пород с глубиной, т.е. выявит причины их уменьшения или увеличения. Однако по мере уменьшения глинистости в песчаных коллекторах и увеличения размеров зерен улучшаются их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). В связи с этим для пористых пород наблюдается относительно низкое изменение коэффициента пористости (Kп). Важнейшими факторами в изменении пористости пород под давлением являются состав цемента и тип цементации. При стабильности количества цемента в глинистых породах наблюдается минимальное изменение. В песчаных породах с цементом карбонатного типа наблюдается малое изменение, а в глинистых породах, в зависимости от давления, пористость увеличивается. В породах с базально-поровым типом цемента пористость под давлением возрастает еще больше. В породах возможно оценивать влияние упругой изменчивости плотности на изменение значения пористости. Для песчаных, алевролитовых пород максимальное изменение плотности составляет 1-2 %. Известно, что изменение скорости распространения упругих волн во всех породах при давлении до 60 МПа является качественно одинаковым. С увеличением давления скорость повышается, и ее рост происходит до давления 40 МПа. При давлениях до 30 МПа скорость распространения волн в основном изменяется постепенно, но при давлении 40 МПа происходит разрушение. При эффективном давлении в 60 МПа относительное изменение распространения скорости волн варьируется в пределах 5-10 %. Подобные изменения в песчаниках и алевритах составляют 10 %, в известняках и мергелях 9 %, в туффитах 8 %, в андезитах и порфиритах до 7 %. Результаты изучения влияния высокого давления на скорость упругой волны в песчаниках, алевролитах, мергелях, известняках, вулканогенных породах и возникающей в это время связи между скоростью и пористостью показывают, что в зависимости от величины давления их взаимоотношение подвергается значительному изменению. Исходя из этого при использовании взаимоотношения скорость-пористость целесообразно применять данные, соответствующие условиям залегания пород. Сопоставление относительного изменения скорости и пористости в разных диапазонах давлений в 20 пробах одинакового типа показало, что роль коэффициента пористости (Kп) изменяется в различных условиях напряженности пород. Согласно данным таблицы и рис. 6 изменения гранулометрического состава и карбонатности пород оказывают непосредственное влияние на их коллекторские свойства (ФЕС). Так, в частности, в интервале глубин 324-420 м при гранулометрическом составе пород эквивалентном 43,7 % псаммитов, 40,8 % алевритов и 13,6 % пелитов и при карбонатности в 12,5 % пористость составляет 28,8 %, а проницаемость - 562,0·10-15 мкм2. В свою очередь, в интервале глубин 421-510 м при гранулометрическом составе пород эквивалентном 36,5 % псаммитов, 39,7 % алевритов и 23,1 % пелитов с карбонатностью 14,5 % пористость составила 28,3 %, а проницаемость 670,2·10-15 мкм2. Иначе говоря, согласно приведенным данным большей проницаемостью должны были бы обладать породы верхнего глубинного этажа, однако более высокая проницаемость пород второго глубинного интервала очевидно объясняется относительно большими размерами пор либо преобладанием объема открытых пор. В породах, залегающих в интервале глубин 510-855 м, с содержанием 0,2 % псаммитов, 42,7 % алевритов и 57,4 % пелитов при карбонатности в 17,4 % пористость составляет 18,3 %, а проницаемость всего 7,3·10-15 мкм2. В интервале глубин 865-900 м породы состоят на 34,4 % из псаммитов, 45,85 % из алевритов и 19,5 % из пелитов при карбонатности 8,05 %, но пористость здесь составляет 21,5 %, а проницаемость 60,0·10-15 мкм2. Относительное увеличение проницаемости до 60,0·10-15 мкм2 с значительным уменьшением карбонатности и глинистости разреза объясняется многократным возрастания псаммитов. В интервале 905-1050 м происходит резкое падение содержания псаммитовой фракции до 8,9 % на фоне значительного возрастания пелитовой фракции, с незначительным уменьшением алевритовой до 10,40 % и увеличением до 14,3 % карбонатности. Такой фракционный состав приводит к уменьшению пористости до 17,2 % с незначительным увеличением проницаемости до 83,1·10-15 мкм2. Как видно, резкое уменьшение псаммитовой фракции с одновременным возрастанием глинистости способствовали уменьшению пористости. Однако, несмотря на это, увеличение проницаемости может быть связано также с появлением вторичной пористости. В интервале глубин 1060-1210 м породы состоят на 21,3 % из псаммитов, 38,5 % из алевритов, 46,2 % из пелитов при карбонатности в 14,1 %, пористость составляет 16,8 %, а проницаемость снизилась до 33,2·10-15 мкм2. Как следует из приведенных значений, произошло более чем двукратное увеличение псаммитов и на 5 % пелитовой фракции по сравнению с предыдущим глубинным интервалом, а снижение проницаемости связано с плохой отсортированностью фракций, а также частичной закупоркой открытых пор за счет повышения содержания пелитовой фракции. В интервале глубин 1215-1250 м породы характеризуются понижением в два раза содержания псаммитов и относительно небольшим увеличением алевритовой и пелитовой фракций с уменьшением карбонатности и пористости всего на 1 % по сравнению с предыдущим интервалом. При этом проницаемость сохранилась такой же, как и в интервале глубин 1016-1240 м, очевидно по той же причине. Интервал глубин 1255-1400 м характеризуется повышением псаммитовой фракции от 10,3 до 17,2 % при понижении алевритовой и пелитовой фракций соответственно до 33,3 и 43,2 % на фоне увеличения карбонатности до 20,1 %. При таком составе пород их пористость уменьшилась до 14,2 %. Фактическое ухудшение отсортированности гранулометрического состава привело к незначительному уменьшению проницаемости пород в данном интервале, которая составила 32,4·10-15 мкм2. Породы интервалов глубин 2310-2650 и 2650-2929 м характеризуются понижением псаммитовой фракции ниже 9 %, повышением алевритовой фракции до 44,3-42,7 %, пелитовой до 48,4-50,2 % при карбонатности до 15,6-15,1 %. Такой фациальный состав и указанная карбонатность с пористостью в 14,3-11,8 % характеризуют породы с проницаемостью 8,5-3,2·10-15 мкм2, т.е. породы практически с отсутствием проницаемости. Это связано с высоким содержанием пелитовой и алевритовой фракции с относительно низким значением псаммитовой фракции [18-33]. Заключение Oбобщение проведенных исследований позволяет прийти к выводу, что изменение коллекторских свойств пород в широком диапазоне по площади Каламаддин связано с литологической неоднородностью комплексов пород, разнообразием глубины их залегания и, исходя из этого, с различием термобарических и сложностью тектонических условий. Результаты разных петрофизических методов исследований показывают, что коллекторские свойства пород в целом ухудшаются с глубиной. Однако в отдельных случаях в глинистых и карбонатных породах коллекторские свойства могут улучшиться за счет появления вторичной пористости при относительно жестких термобарических условиях. Для прогнозирования нефтегазоносности глубокозалегающих толщ, наряду с методами разведочной геофизики, следует также использовать данные о фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов.

About the authors

Vagif Sh. Gurbanov

Author for correspondence.
Email: vagifqurbanov@mail.ru
20 Azadlyg av., Baku, AZ1010, Republic of Azerbaijan

Doctor of Geology and Mineralogy, Professor

Adalat B. Gasanov

Email: adalathasanov@yahoo.com
20 Azadlyg av., Baku, AZ1010, Republic of Azerbaijan

Doctor of Physics and Mathematics, Head of the Laboratory of Physical Properties of Rocks of the Fields of Mineral Resources

Nariman R. Narimanov

Email: n.narimanov@asoiu.edu.az
20 Azadlyg av., Baku, AZ1010, Republic of Azerbaijan

PhD in Geology and Mineralogy, Associate Professor at the Department of Oil and Gas Geology

Latif A. Sultanov

Email: latif.sultan@mail.ru
20 Azadlyg av., Baku, AZ1010, Republic of Azerbaijan

Research Fellow at the Laboratory of Physical Properties of Rocks of the Fields of Mineral Resources

Shura A. Ganbarova

Email: qanbarova1964@mail.ru
20 Azadlyg av., Baku, AZ1010, Republic of Azerbaijan

Research Fellow at the Laboratory of Physical Properties of Rocks of the Fields of Mineral Resources

References

Statistics

Views

Abstract - 280

PDF (Russian) - 46

PDF (English) - 58

Refbacks

• There are currently no refbacks.