Полный текст

Постановка и состояние проблемы Поступательное развитие энергоемких технологий, нефтехимической промышленности и других отраслей производства в мировом масштабе требует постоянного наращивания объема добычи углеводородного сырья. Это стало возможным благодаря разработке таких прогрессивных научных направлений, как концепция тектоники литосферных плит, а также благодаря развитию новых методов геофизических исследований и техники бурения, позволяющей осуществить буровые работы в сложных физико-географических, геологических условиях и на больших глубинах. Сказанное выше дает возможность осуществить поиск углеводородных скоплений в нетрадиционных геологических объектах, коими являются кристаллические породы фундамента (КПФ), обладающие пустотным пространством. Под последними подразумеваются породы верхов гранитного слоя, осложненного корой выветривания, зоной трещиноватости и кавернозности. В Южно-Каспийской межгорной мегавпадине (ЮКМВ) породы гранитного слоя состоят в основном из гнейсов, гранитов, гранитоидов, андезитов и т.д. Сегодня почти во всех нефтегазоносных бассейнах мира известны различного рода проявления нефтегазоносности КПФ. На современном этапе нефтедобычи выявление месторождений в КПФ является не случайностью, а закономерным результатом глубоких научных исследований с позиции концепции глобальной тектоники. В настоящее время месторождения в КПФ известны почти на всех континентах и шельфах Мирового океана. В одной только Западной Сибири нефтегазоносность КПФ установлена на площади до 2,5 млн км2 [1]. В США только в штате Канзас 14 месторождений, в том числе и часть гигантского Хьюготон-Панхандл, в Венесуэле месторождение Ла-Пас, в Ливии крупнейшее нефтяное месторождение Нафора- Ауджила приурочены к КПФ. В Африке запасы 97 месторождений частично или полностью связаны с КПФ [2]. В шельфе Южного Вьетнама на площади Белый Тигр КПФ дают более 90 % общей добычи нефти [3]. В 15 нефтегазоносных бассейнах Евразии выявлено более 138 месторождений в КПФ. В Европе в Паннонской межгорной впадине в КПФ открыто 15 месторождений. Известно, что в мире в верхнем слое фундамента в целом открыто до 450 скоплений нефти и газа. Они расположены в основном на платформах и в межгорных впадинах [2, 4]. Из вышеизложенного можно заключить, что верхнюю часть фундамента можно рассматривать как новый нефтегазоносный этаж и глобальный нефтегазоносный объект земной коры. Очевидно, это связано с наличием в строении фундамента континентов верхнего слоя мощностью 8-15 км, отличающегося блоковым строением, осложненного сетью многочисленных трещин и разрывов [5], которые могут содержать различные флюиды. Так, например, в Кольской сверхглубокой скважине (СГ-3) аномальные содержание высокомолекулярных углеводородных газов прослеживается до глубин 10 800-11 060 м и совпадает с метановыми аномалиями, а начиная с глубины 8800 м возрастает относительная концентрация высокомолекулярных газов в сумме углеводородов [3]. Приведенные факты позволяют с оптимизмом отнестись к прогнозу перспектив выявления нефтегазоносности кристаллического фундамента ЮКМВ. Ведущую роль в определении нефтегазоносности фундамента играет степень развитости осадочного чехла и его нефтегазогенерационный потенциал. В Среднекуринской межгорной впадине мощность осадочного чехла достигает 14-16 км, в Нижнекуринской впадине - 18-20; в акватории Южного Каспия - до 25 км. Для сравнения отметим, что в Паннонской межгорной впадине мощность осадочного чехла составляет около 17 км, в фундаменте Маракаибской межгорной впадины с месторождением Ла-Пас в КПФ максимальная мощность осадочного чехла составляет 10 км. Эти примеры позволяют увидеть роль мощности осадочного чехла ЮКМВ в потенциальной возможности насыщения углеводородами пустотных пространств фундамента, так как это происходит в основном за счет нефтегазогенерационного потенциала осадочного чехла бассейна. Необходимым условием обнаружения перспектив нефтегазоносности фундамента является наличие в его верхнем слое пустотных пространств в виде коры выветривания, зон трещиноватости и дробления. Емкостные характеристики верхнего слоя фундамента ЮКМВ еще не изучены должным образом, однако есть достаточно оснований для прогноза в нем пустотных пространств. Как показывают карты разломной тектоники (рис. 1) и глубинных геолого-геофизических профилей (рис. 2-5), ЮКМВ осложнена густой сетью разномасштабных дизъюнктивов. В результате по продольным глубинным разломам блоки фундамента ступенчато опускаются к приосевой зоне Куринской межгорной впадины, а по поперечным разломам также ступенчато опускаются в направлении акватории Южного Каспия. Сеть продольных и поперечных глубинных разломов придает фундаменту Рис. 1. Схема разломной тектоники ЮКМВ (составили В.Ш. Гурбанов, Н.Р. Нариманов по материалам И.С. Гасанова, М.М. Зейналова, К.М. Керимова, Ф.М. Гаджиева, Ш.С. Кечярли, Х.Б. Юсуф-заде). Крупные прогибы: V - Притбилиси-Картлийский; VI - Габырры-Аджиноурский; VII - Мингячевир-Саатлинский; VIII - Евлах-Агджабединский; IX - Нижнекуринский; Х - Гобустано-Абшеронский; XI - Прикаспийско-Губинский; XII - Абшероно-Прибалханское структурное мегаседло; XIII - Бакинский архипелаг; XIV - Центральный сектор; XV - Туркменский шельф; XVI - Предэльбурсский прогиб. - Флексуры, - Грязевые вулканы, - Разломы: 1 - Кварели-Габалинский; 2 - Гагрско-Джавский; 3 - Предмалокавказский; 4 - Газах-Сигназская; 5 - Гянджачай-Алазанский; 6 - Северо-Аджиноурский; 7 - Гекчайский; 8 - Миигячевир-Сааглинский; 9 - Куринский; 10 - Арна-Самурский; 11 - Сиазанский; 12 - Казылбогаз-Дивичинский; 13 - Гермианский; 14 - Аджичай-Алятский; 15 - Западно-Каспийский; 16 - Яшминский; 17 - Нижнеаразский; 18 - Талышский; 19 - Гызылагаджский; 20 - Туркмено-Предкавказский; 21 - Абшероно-Прибалханский; 22 - Шахово-Азизбековский; 23 - Абиха; 24 - Жданово-Огурчинский; 25 - Сангачал-Огурчинский; 26 - Мильско- Чикишлярский; 27 - Западно-Туркменский; 28 - Гограндаг-Сефидрудский ЮКМВ мозаичное или клавишное строение. Условия интенсивных сжимающих напряжений, господствующие в ЮКМВ, обрамленной активными коллизионными зонами, свидетельствуют о высокой динамичности блоков, благоприятной для формирования пустотных пространств в виде зон трещиноватости и дробления в земной коре. Примером приуроченности скоплений нефти и газа к коре выветривания в эффузивных образованиях мелового возраста могут служить месторождения Мурадханлы и Зардаб в Азербайджане. Эффузивы развиты также в осадочном разрезе Сомхето-Агдамской зоны, Предмалокавказском, Евлах-Агджабединском прогибах и в складчатой зоне Аджиноур Среднекуринской впадины. Их максимальная мощность достигает 4000 м в наиболее прогнутой части Евлах-Агджабединского прогиба. Здесь нижняя часть разреза готеривского и барремского возрастов выражена андезитовыми порфиритами. Мощность вулканогенного готерива - более 500 м. На Мурадханлинской площади залежь нефти установлена в пачке андезитовых порфиритов верхнего мела [7]. Здесь положение вулканогенных образований в осадочном разрезе благоприятствует насыщению их пустотных пространств флюидами как из надстилающих, так и подстилающих осадочных толщ. Пустотные пространства - зоны дробления и трещиноватости в подошвенной части эффузивных образований, очевидно, будут более благоприятны для насыщения флюидами в связи с тем, что синклинальный изгиб и осложненность дизъюн-ктивами вулканогенной толщи свидетельствуют о подверженности ее изгибовым деформациям под воздействием сжимающих напряжений, развитых в регионе. Состоящая из компетентных эффузивных пород, эта толща в подошвенной части, по всей вероятности, будет осложнена сетью трещин растяжения, благоприятной для формирования скоплений флюидов (рис. 2). Рис. 2. Поперечный геолого-геофизический профиль центральной части Азербайджана (фрагмент) (по Э.Ш. Шихалибейли, 1996) с глубинами залегания поверхности магматических образований и кристаллического фундамента: 1 - доальпийский фундамент - метаморфический комплекс; 2 - магматические образования основного состава; 3 - плиоценовые малые кислые интрузии; 4-6 - гранитоиды; 7 - основные магматиты; 8 - ультраосновная магма; 9 - кислые магматиты; 10 - глубинные разломы Особенности нефтегазонасыщения КПФ Пористое пространство, связанное с трещиноватостью, способно изменять свои емкостные характеристики в зависимости от характера воздействующих на них напряжений. В условиях сжимающих напряжений трещины могут частично или полностью сомкнуться и содержащиеся в них флюиды будут «перекачаны» в породы-коллекторы с первичной пористостью. При развитии напряжений растяжения раскрывающиеся трещины будут «всасывать» из контактирующей среды флюиды. Таким образом, в геодинамически активных участках земной коры, осложненных трещиноватостью, развитие напряжений растяжения в осадочном чехле и сжатия в КПФ могут способствовать перетоку флюидов из трещинного пространства КПФ в пористое пространство осадочного чехла. В случае же развития в осадочном чехле сжимающих напряжений, как было отмечено, возможны перетоки флюидов из них в трещины КПФ при их раскрытии [8]. Во время развития крупного глубинного разлома значительно увеличивается проницаемость деформированной зоны кристаллического фундамента и осадочного чехла, так как в них развиваются многочисленные микро- и макротрещины, мелкие и крупные разрывы большой протяженности. Так, например, при формировании чилийского разлома протяженностью в 1000 км и с шириной зоны деформаций около 170 км объем последней превысил 3 млн км3. Возникновение зоны трещиноватости и разномасштабных дизъюн-ктивов вокруг глубинного разлома обусловливает большой перепад давлений в осадочном чехле и в пустотах фундамента. Это является одним из основных факторов, способствующих засасыванию флюидов из осадочного чехла в пустотные пространства фундамента. В период образования крупного разлома имеющиеся в зоне деформаций залежи нефти и газа разрушаются, флюиды втягиваются в пустотные пространства фундамента, где могут сохраняться длительное геологическое время. Например, если предположить, что свободный объем в фундаменте в зоне крупного разлома составит всего 0,1 % общего объема зоны деформаций, то только при чилийском землетрясении могло быть затянуто в фундамент свыше 3000 км3 флюидов [9]. Из вышеизложенного видно, что механизм засасывания флюидов наиболее реален в тектонически и геодинамически активных регионах, одним из которых является и ЮКМВ. С позиции глобальной тектоники образование углеводородов и формирование их скоплений может происходить при рифтогенном, депрессионном, субдукционно-обдукционном режимах. В ЮКМВ образование углеводородов и формирование их скоплений происходит в субдукционном и депрессионном режимах [10]. Здесь в выступах фундамента наиболее благоприятные условия для образования аномально высоких концентраций углеводородов следует ожидать в коре выветривания, зонах дробления и трещиноватости с емкостными характеристиками. Геодинамический подход к проблемам происхождения углеводородов способствовал выявлению новых объектов поиска, как, например, надвиговые зоны горно-складчатых сооружений (Скалистые горы, Аппалачи, Верхоянский хребет, Новая Зеландия и т.д.) и ранее указанные районы фундамента платформ и межгорных впадин. Все это говорит о том, что при определенных палеогеодинамических, палеотектонических и палеогео-графических режимах развития осадочных бассейнов их фундамент может быть нефтегазоносным. К последним по степени развитости осадочного чехла, термобарическим условиям, нефтегазогенерационному потенциалу, осложненности разномасштабными дизъюнктивами осадочного чехла и КПФ следует отнести и ЮКМВ. В отдельных случаях гранитный слой коры при его метасоматическом происхождении может быть и нефтепроизводящим. Так, например, геологические запасы углеводородов месторождения Белый Тигр составляют 600 млн т, образование которых за счет нефтегазогенерационного потенциала прилегающих осадочных комплексов не считается реальным. Согласно [3] эти углеводороды были генерированы в процессе, характерном для зон субдукции, метасоматического преобразования и гранитизации изначально осадочных пород, содержащих органическое вещество. Саатлинская СГ-1, заложенная на поднятии Саатлы южное, на глубине 3600 м вскрыла вулканогенные породы в основном андезитового состава, чередующиеся с осадочными образованиями [11]. Известно, что являющиеся в прошлом зонами субдукции в настоящее время малокавказская, талышская, эльбурсская коллизии с юга, а большекавказская с севера обрамляют ЮКМВ. Процесс поддвига кристаллического основания ЮКМВ под эти коллизионные зоны продолжается и в настоящее время со скоростью 1,0-1,5 см в год [12]. В пределах Азербайджана на докембрийском фундаменте, осложненном густой сетью разномасштабных дизъюнктивов (см. рис. 1), а следовательно, и трещиноватостью, залегают мощные осадочные толщи мезокайнозоя, с высоким нефтегазогенерационным потенциалом и с содержанием многочисленных скоплений углеводородов [7]. Эти факты указывают на возможность взаимных перетоков флюидов между осадочным чехлом и фундаментом в связи с активным геодинамическим режимом ЮКМВ. Известно, что углеводороды могут иметь глубинно-биогенное происхождение [13]. Более того, в настоящее время установлено, что в гидротермальных полях Срединно-Атлантического хребта при полном отсутствии осадочных образований, в океанической коре из серпентенитов и базальтов в результате восстановления углекислого газа водородом в присутствии соединений металла переменной валентности образуется: в серпентенитах - 6,5, а в базальтовом слое - 2-3 млн т метана в год [14]. Это не исключает возможности попадания метана в последующем в фундамент континентов через зоны субдукции. Из приведенных примеров видно, что углеводороды могут образоваться в относительно широком термобарическом диапазоне, как правило, органическим путем, за исключением, в частности, метана, который может иметь и абиогенное происхождение. В соответствии с геодинамической концепцией углеводородообразование, формирование, переформирование и разрушение скоплений нефти и газа - постоянно действующие процессы. В условиях ЮКМВ наиболее благоприятными для нефтегазообразования являются его отдельные отрицательные структурные элементы, такие как междуречье Куры и Габырры, Алят-Лянгебизская зона, Евлах-Агджабединс-кий, Шамаха-Гобустанский прогибы, Нижнекуринская впадина, Бакинский архипелаг, Приэльбурсский прогиб и т.д. Во всех этих случаях процесс нефтегазообразования подчинен депрессионному механизму и субдукционному в зоне остаточной субдукции, выражен ной Абшероно-Прибалханским структурным мегаседлом [10]. Это подтверждается не только нефтегазоносностью указанных впадин, но и развитием в их пределах грязевулканизма. Разломам земной коры и другим разномасштабным дизъюнкивам отводится важная роль в вопросах образования трещинно-кавернозных коллекторов, миграции и формирования, разрушения и переформирования залежей углеводородов. Принципиальное отличие кор выветривания и трещинно-кавернозных коллекторов как ловушек от структурных заключается в том, что они осуществляют не структурный, а резервуарный контроль залежей нефти и газа. Так, например, на севере Западной Сибири был выявлен особый тип разломов, связанный с проявлением горизонтальных сдвигов в фундаменте. Они имеют широкое распространение в последнем и достоверно картируются сейсморазведкой 3D. В Западной Сибири структуры горизонтального сдвига занимают более 500 тыс. км2 площади фундамента. В пределах этой территории расположены крупнейшие месторождения углеводородов. Эти же структуры горизонтального сдвига обеспечивают насыщение глубинными флюидами осадочного чехла и пустотных пространств фундамента [1]. Роль сжимающих напряжений и грязевулканизма в прогнозе перспектив нефтегазоносности КПФ в ЮКМВ Осложненность ЮКМВ более чем 20 разномасштабными субширотно и субмеридионально ориентированными дизъюнктивами со значительным горизонтальным составляющим [15] (рис. 1-5) позволяет прогнозировать зоны трещиноватости и дробления как в осадочном чехле, так и в кристаллическом фундаменте. В свою очередь, известно, что осадочные породы, в том числе и нефтематеринские, в процессе погружения по мере ужесточения термобарических условий из вязкопластичного переходят в вязкоупругое состояние и часто осложняются сетью трещин, придающих им емкостные характеристики, особенно в условиях сжатия и растяжения. Последние характерны для ЮКМВ, обрамленной коллизионными зонами. В пределах одного и того же региона или бассейна, в зависимости от его структурно-тектонических и геодинамических особенностей, возможно развитие в различных его частях разнотипных напряжений, т.е. сжатия и растяжения. Примером этому может служить ЮКМВ. Так, известно, что грязевые вулканы имеют непосредственную генетическую связь с процессом нефтегазообразования и являются индикаторами сжимающих напряжений в осадочном чехле [17]. В ЮКМВ значительная часть месторождений нефти и газа приурочена к структурам, осложненным грязевыми вулканами, что свидетельствует о высокой перспективности нахождения на территории нефти и газа, а также о развитии в ее пределах сжимающих напряжений. В частности, в ЮКМВ к таковым относятся вышеотмеченные отрицательные структурные элементы. Примечательно, что эти же районы характеризуются высокой нефтегазоностностью, что является положительным фактором для возможности насыщения кор выветривания, зон трещиноватости и других пустотных пространств фундамента через природные резервуары и нефтепроизводящие толщи, контактирующие с выступами последнего. На указанных территориях с относительно большой мощностью и глинистостью олигоцен-миоценовых отложений при нарушении гидростатического равновесия в бассейне недоуплотненные глины начинают всплывать, а в условиях сжимающих напряжений выдавливаться, что приводит к формированию глиняных диапиров, которые в дальнейшем могут перерасти в грязевые вулканы. При этом о развитии напряжений растяжения в надстилающих ядро диапира толщах или вокруг кратера грязевого вулкана свидетельствует сеть радиальных разрывов сбросового характера. В ЮКМВ присутствует почти более трети грязевых вулканов земного шара с корнями в основном в отложениях олигоцен-миоцена [17]. В ряде случаев грязевой вулкан может указывать на наличие зоны дробления в подстилающих его корень комплексах породах и быть своего рода индикатором такой зоны в случае, если он формируется над зоной в основном взаимопересекающихся дизъюнктивов, как например, в пределах поднятий Зафар и Алов, осложненных грязевыми вулканами (рис. 3). Рис. 3. Южно-Каспийская впадина. Глубинный сейсмологический профиль (по П.З. Мамедову, 1995) [16]: 1 - палеозойский фундамент; 2, 3 - соответственно гранитный и базальтовый слои; 4 - магматические породы мезозоя; 5 - поверхность Мохо В таких случаях в продуктах выбросов грязевого вулкана содержатся обломки пород древнее стратиграфической глубины залегания его корня, как, например, у вулканов Хамамдаг и Дуровдаг (K), о. Лось (K, J), Боздаг, Солахай, Айрантекан (K2) и т.д. [18]. Обусловлено это тем, что такие вулканы дополнительно подпитываются газами, накопившимися в зонах дробления, в том числе и глубинными, если зоны дробления распространяются в кристаллический фундамент. В результате такие вулканы, в отличие от тех, которые развиты не над зонами дробления, выбрасывают в атмосферу значительно большее количество природного газа, выносящего и обломки пород из зоны дробления, отчего они классифицируются как газогрязевые [19]. Эти факты позволяют полагать, что глубинные разломы в ЮКМВ способствуют вертикальной разгрузке флюидов в пустотные пространства фундамента и осадочного чехла. В ЮКМВ, тектонически и геодинамически весьма активном регионе, о чем свидетельствует также очень большое количество естественных выходов нефти и газа, очевидно, указанные процессы будут протекать интенсивнее. Как следует из вышесказанного, подобно другим нефтегазоносным бассейнам, ЮКМВ является открытой флюидодинамической системой, постоянно выносящей на дневную поверхность через обнажающиеся продуктивные горизонты и свиты, грязевые вулканы, по разломам, трещинам, путем эффузии и просачивания через покрышки различные флюиды, в том числе и углеводородные. Согласно Ф.Г. Дадашеву и др. [5, 17] в районе Абшеронского полуострова на дневную поверхность посредством только грязевых вулканов выносятся миллиарды кубических метров газа и миллионы тонн нефти в год. Для сравнения отметим, что тектонически значительно менее активный Западно-Сибирский бассейн только за неогеновый и IV периоды за счет естественных выходов потерял 13·1015 м3 природного газа, что примерно в 60 раз больше всех выявленных и невыявленных ресурсов углеводородного сырья региона. Однако залежи Западной Сибири не только все время теряют газ или нефть, но и постоянно получают новые восстановленные порции углеводородов [5]. В подтверждение этому согласно В.Д. Скорятину, М.Г. Макарову (2005) только за IV период из недр планеты естественным путем высочилось 4·1012 т нефти, что в 2 раза превышает известные на сегодня ее геологические запасы и в 7 раз больше извлекаемых [5]. Согласно [1] структуры горизонтального сдвига, развитые в кристаллическом фундаменте Западной Сибири, характеризуются текстурами пластического течения, брекчированием и интенсивной трещиноватостью, которые и являются путями миграции флюидов. Надо полагать, что в ЮКМВ, тектонически и геодинамически значительно более активном, чем Западно-Сибирский бассейн, процесс утечки флюидов, подпитки ими пустотных пространств, очевидно, будет происходить более интенсивно. Предложения и рекомендации Мощность гранитного слоя в ЮКМВ изменяется от 0-2 до 10-13 км. На основании сейсмических данных установлена обратная зависимость между мощностями гранитного слоя и осадочной толщей, т.е. большим мощностям гранитного слоя соответствуют малые мощности осадочной толщи и наоборот [20]. Гранитный и базальтовый слои фундамента и их петрографический состав здесь изучены лишь по скоростям сейсмических волн и на основе данных Саатлинской СГ-1. Вследствие этого для успешного проведения разведочных работ по поиску нефти и газа в кристаллическом фундаменте необходимо более детальное изучение его состава и глубинного строения на основании комплекса аэрокосмических, геолого-геофизических работ и глубокого бурения. На глубинных сейсмогеологических профилях (см. рис. 2, 4, 5), положение которых указано на рис. 6, нами выделены зоны относительно неглубокого залегания фундамента (в основном 4,0-7,5 км), в пределах которых целесообразно проведение детальных геолого-геофизических исследований, в случае положительных результатов возможно осуществление буровых работ. Одной из таких территорий является Талыш-Вандамский выступ, или Геокчай-Саатлинская зона поднятий протяженностью более 300 км при средней ширине в 30-40 км (см. рис. 2). Здесь минимальная глубина залегания поверхности фундамента составляет порядка 6 км на поднятии Саатлы северная, а там где была заложена сверхглубокая скважина СГ-1, т.е. на поднятии Саатлы южная, до 6800 м [10]. К участкам с доступной глубиной залегания поверхности фундамента (5-7 км) относятся также зона поднятия Гах-Дашюз и Алазань-Агричайская впадина (см. рис. 3). Согласно профилю II-II (см. рис. 4) к выступам фундамента относятся участок Бейлаган-Болуслу с глубиной залегания поверхности фундамента менее 6 км. На участках Мадраса, Ангехаран, Астраханка Шемаха-Гобустанского района и в пределах Хизинского синклинория поверхность выступа фундамента шириной более 50 км залегает на глубине 6-7 км (см. рис. 5). При этом в районе Гызмейдан имеются естественные выходы нефти, многочисленные проявления Рис. 4. Глубинный сейсмогеологический профиль I-I (по К.М. Керимову, 2003): - кристаллический фундамент. Зоны относительно неглубокого залегания кристаллического фундамента: I - Шамхорский антиклинарий; II - Гах-Дашюзская зона поднятий; III - Алазань-Аргичайская впадина Рис. 5. Глубинный сейсмогеологический профиль II-II (по К.М. Керимову, 2003): - кристаллический фундамент. Зоны относительно неглубокого залегания кристаллического фундамента: I - Бейлаган-Болуслу; II - Шемаха-Гобустанский район; III - Хизинский синклинорий; IV - площадь Талаби; V - Гусарский район грязевулканизма в виде сопок, грифонов и сальз, свидетельствующие о нефтегазоносности осадочного чехла и перспективности кристаллического фундамента данной территории. Северо-восточнее Тенги-Бешбармакского антиклинория на участке Талаби и на выступе в Гусар-Хачмазском районе поверхность фундамента залегает на глубинах 6,5-7,2 км. К относительно малым глубинам залегания поверхности фундамента также относятся зоны: Саатлы-Кюрдамирская - 7-8 км, Газахская - 3,5-4,0 км, Чахырлы-Наримановская - 1,5-2,0 км, Беласувар-Карадонлинская - 3 км и т.д. [10, 16]. Приведенные примеры свидетельствуют о том, что в пределах большинства выступов фундамента ЮКМВ их поверхности залегают на глубинах, в основном доступных для вскрытия современной техникой бурения, и могут быть объектами для прогнозирования и проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ, в случае получения положительных результатов на основании проведения более детальных геолого-геофизических исследований. Источниками углеводородных флюидов в залежах фундамента могут быть нефтепроизводящие осадочные толщи, нефтегазонасыщенные природные резервуары осадочного чехла, прилегающие к трещинно-кавернозным выступам фундамента, граниты метасоматического происхождения и глубинные газы, содержащиеся в самом фундаменте, в том числе и метан. Рис. 6. ЮКМВ. Схема тектоники поверхности фундамента: 1 - глубина залегания поверхности фундамента; 2 - разрывные дислокации; 3 - линии профилей Углеводородные скопления в фундаменте могут быть со значительным этажом продуктивности. Например, на месторождении Оймаша (Казахстан) углеводородные скопления расположены в кристаллическом фундаменте в интервале глубин от 3575 (глубина залегания поверхности фундамента) до более чем 4300 м (скв. 12, 25, 18, 31, 49 и т.д.) [3]. Пустотные пространства в КПФ не всегда могут находиться в кровельной части фундамента, особенно если это связано с трещиноватостью. Так, на месторождении Хьюготон-Панхендл (США) нефть поступает из невыветрелых гранитов с интервала 458-1068 м, а на месторождении Ла-Пас - из трещиноватых пород фундамента в интервале глубин 910-3350 м от поверхности фундамента. На северном своде месторождения Белый Тигр первые породы-коллекторы расположены на глубине 300-500 м от поверхности фундамента. Как видно, зоны трещиноватости в кристаллических породах могут развиваться не только в приповерхностной их части, но и на глубинах в сотни метров от их поверхности. Наряду с этим КПФ характеризуются резкой фильтрационно-емкостной неоднородностью. Наконец, для объективной оценки перспектив нефтегазоносности выступов фундамента, обладающих емкостными характеристиками, необходимо определить нефтегазогенерационный потенциал облекающих их осадочных толщ. В большинстве случаев промышленная нефтегазоносность территорий, смежных с выделенными выше участками фундамента ЮКМВ или надстилающего их осадочного чехла, позволяет положительно оценить прогноз нефтегазоносности выступов фундамента. Выявление углеводородных скоплений в КПФ, связанных с различными ловушками, и оконтуривание участков, осложненных трещиноватостью, можно осуществить с помощью сейсморазведки рассеянных волн, которые характеризуются низкой интенсивностью относительно других их типов. Аномалии высоких значений энергии слабых рассеянных волн, проверенные последующим бурением, подтверждены на 83 % высокой продуктивностью скважин. Однако так как этот тип волн характеризуется низкой интенсивностью относительно других, целесообразно комплексирование нескольких технологий, использующих этот тип волн [4]. Выводы 1. Геолого-геодинамические процессы в осадочном чехле и фундаменте земной коры приводят к образованию емкостных пространств как в осадочном чехле, так и в КПФ, благо-приятных для формирования скоплений нефти и газа. 2. Высокая тектоническая, геодинамическая активность ЮКМВ и ее обрамления, уникальная мощность осадочного чехла с высоким нефтегазогенерационным потенциалом, осложненность его фундамента разномасштабными взаимопересекающимися дизъюнктивами дают основание прогнозировать в них, помимо кор выветривания, наличие зон трещиноватости и дробления, благоприятных для формирования скоплений углеводородов. 3. Поиски скоплений нефти и газа в КПФ ЮКМВ необходимо осуществлять путем выявления в них пустотных пространств, формирующихся в зонах кор выветривания, трещиноватости и дробления, контролирующих скопления углеводородов в фундаменте. 4. Скопления нефти и газа в КПФ могут сформироваться в основном за счет нефтегазогенерационного потенциала осадочных толщ. При этом не исключено, что в ЮКМВ пустотные пространства гранитных образований зон субдикции метасоматического типа могут содержать и сингенетичные углеводороды, подобно гранитам месторождения Белый Тигр. 5. В Предмалокавказском прогибе и Аджиноурской складчатой зоне прогнутые участки эффузивных магматических образований, залегающих в осадочной толще, доступны для проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ и в их подошвенной части, которая может иметь пустотные пространства за счет возникновения в них напряжений растяжения.

Об авторах

Вагиф Шыхы оглы Гурбанов

Автор, ответственный за переписку.
Email: vaqifqurbanov@mail.ru
AZ1010, Азербайджанская Республика, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений

Нариман Рустам оглы Нариманов

Email: n.narimanov@asoiu.edu.az
AZ1010, Азербайджанская Республика, г. Баку, пр. Азадлыг, 20

кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 288

PDF (Russian) - 82

PDF (English) - 41

Ссылки

• Ссылки не определены.