Полный текст

Введение Во второй половине прошлого века с целью изучения разреза и нефтегазоносности мезозойских отложений Хызынской зоны на месторождениях Шурабад, Кещчай, Ситалчай, Бегимдаг-Текчай и Гадису было проведено разведочное бурение, причем основной объем разведочного бурения приходился на месторождения Шурабад и Бегимдаг-Текчай. Актуальность изучения мезозойских отложений усилилась в связи с получением промышленных притоков нефти и газа из разведочных скважин, пробуренных на Шурабадской площади [1-4]. Материалы и методы исследования Территория Шурабадского района расположена в юго-восточной части Каспийско-Губинской зоны, в 65 км к северо-востоку от Баку. В тектоническом плане структура Шурабад расположена на юго-востоке синклинория Шахдаг-Хызы и представляет собой асимметричную антиклинальную складку с панкавказским протяжением и относительно пологими (40-50°) северо-восточными и вертикальными (65-70°) юго-западными крыльями. Структура имеет длину 8,7 км и ширину 1,5 км и разделена на северо-восточный, центральный и юго-западный тектонические блоки, осложненные двумя продольными тектоническими разломами сбросового типа. Северо-восточный и центральный тектонические блоки также осложнены продольными разломами, а также поперечным разломом, проходящим через центр складки (рис. 1). В ходе бурения на Шурабадской площади из отложений верхнего и нижнего мела и средней юры наблюдались газопроявления разной интенсивности, а также нефтяные проявления из интервалов разреза Альб-Баррем и Кампан-Сантон. В ходе испытаний были получены притоки нефти и газа из отложений Альба [1-8]. На Шурабадской площади наблюдались увеличение карбонатности и снижение проницаемости мергельно-глинистой группы коллекторов, залегающей в подошве Барремского этажа. Лишь в разведочной скважине № 36 отмечается довольно высокая проницаемость карбонатных отложений. Так, при бурении нижней части Барремского этажа, а также верхней части этажа Готерив в этой скважине произошло поглощение глинистого раствора с газопроявлениями. Отложения Готерива и Валанджина в Шурабаде более глинистые, чем в Текчае. Относительно хорошие коллекторы обнаружены в подошве Валанджинского этажа в скважине № 34, пробуренной около свода периклинали ВК [4, 9-11]. Многочисленные газопроявления в этой скважине и сильный газовый фонтан, образовавшийся при бурении этажа Готеров на глубине 2410 м в скважине № 31, пробуренной в сводчатой части С-З периклинали, показывают, что толщи Неокома являются газоперспективными (рис. 2). Перспективы горизонта Кюлюллю в основном связаны с тектонически экранированным нефтегазовым месторождением, выявленным структурными разведочными скважинами, пробуренными в северо-западной части северо-восточного крыла Шурабадской складки. Добыча нефти 20 т/сут из скважины № 4 показывает, что это месторождение, расположенное на очень небольшой глубине (250-300 м), имеет промышленное значение. Вышеупомянутые перспективные участки, как известно, расположены в юго-восточной части Хызынской зоны. Перспективы расширения северо-западной части зоны могут быть основаны только на положительных нефтегазовых признаках из района Афурджа. В Альбский период процесс седиментации в синклинали Гилези усилился, и в юго-восточной части структуры поверхность отложений Апта опустилась на глубину до 200 м. Антиклинали Бегимдаг-Текчай, Ситалчай и Шурабад увеличили свои амплитуды, сохранив прежние размеры. Как видно из вышеизложенного, тектонические движения, которые имели место в Альбе и Сеномане, не изменили структурный план, существовавший в зоне Хызы. Тот факт, что верхнетуранские отложения залегают на более старых отложениях с острыми углами и несогласованностью азимутов, показывает, что тектонические движения в верхнем Рис. 1. Структурная карта Шурабадской площади по своду Аптских отложений (авт. Х. Юсифов, А. Сулейманов) Туроне были более важны в процессе складчатости. В начале Верхнего Турона юго-восточная периклиналь антиклинали Бешбармаг сместилась на 1,5 км к западу и юго-западу относительно своего положения в Сеномане. Несоответствие азимутов осевых направлений верхнетуранской структуры, простирающейся в более меридиональном направлении, достигло 25° [12-15]. Палеоструктурный анализ показывает, что в результате верхнетуронского движения антиклиналь Шурабад сильнее наклонилась к юго-востоку. Как и в предыдущие геологические периоды, эта структура располагалась в антиклинальном поясе со структурами Бешбармаг и Гилази, а не со структурой Багимдаг-Текчай. По изогипсу 60 м структура имела длину 8 км, ширину 3 км и высоту 100 м. Эта антиклинальная структура отделена от Бегимдаг-Текчайского поднятия уже сформировавшейся относительно широкой и глубокой Шурабадской синклиналью [12, 16, 17]. Отложения нижнего мела в Кещчайском и Шурабадском районах Каспийско-Губинского нефтегазового месторождения, нижнего мела (Валанджин, Хотерив), верхнего мела в северо-восточном крыле Ситалчай, нижнего мела (Валанджин) и верхнего мела в Яшме и Бегимдаге считаются перспективными. Нефтегазоносность Альбского этажа обусловлена горизонтом песчаников Кюлюллю, который относится к его верхней половине. Его нефтеносность подтверждена в Шурабаде и других районах. В юго-восточной части Хызынской тектонической зоны, на восточных крыльях Ситалчайского и Шурабадского поднятий более распространены сеноманские отложения. Среди зеленовато-серых глин в разрезе широко представлены известково-глинистые гравелиты, известняки, пески и песчаники. В центральной части зоны разрез сложен глинами зеленовато-серого цвета с прослоями алевролитов. Гравелитовые и песчанистые алевролиты вновь появляются в разрезе Сеномана, к югу от Атачай. В районах Байымдаг-Такчай, Ситалчай-Яшма и Шурабад имеются также брекчиевидные конгломераты. В районе Зоратмульды в верхней части сеномана выделяется зоратский горизонт, сложенный битуминозными глинами. В юго-восточной части Хызынской тектонической зоны мощность этажа достигает 200 м [1-9]. Из приведенных данных можно сделать вывод, что в Хызынской тектонической зоне нефтегазопроявления зафиксированы во всех разрезах мезозойских отложений, вскрытых бурением. Наблюдаемые фонтаны нефти и газа произошли при вскрытии толщ Альба (Шурабад), Валанджина (Бегимдаг-Текчай) и Средней Юры (Кещчай). Результаты лабораторных исследований В таблице приведены значения петрофизических свойств образцов керна, отобранных из скважины № 38, пробуренной на Шурабадской площади. Из данных таблицы следует, что коллекторские свойства нижнемеловых пород ослабевают с увеличением глубины. По разрезу нижнемеловой комплекс сложен в основном карбонатными и карбонатно-глинистыми породами. Литологический состав и размер обломков резко меняются в небольших интервалах глубин разреза. Рис. 2. Геологический профиль в направлении Гадису - Ситалчай - Шурабад (авт. Х. Юсифов, А. Сулейманов) а б в г д е Рис. 3. Графики изменения карбонатности (а), пористости (б), глинистости (в), электропроводности (г), вариации гранулометрических фракций 0,1-0,01 (д) и 0,25-0,1 мм (е) в диапазоне глубин 450-1815 м Петрофизические свойства образцов керна нижнего мела Шурабадской площади № п/п Интервал, м (в скобках указано кол-во проб) Литологический состав Гранулометрический состав, % фракции, мм Карбонатность, % Пористость, % Проницаемость, 10-15 м2 >0,25 0,25-0,1 0,1-0,01 <0,001 1 450-455 (1) Глины алевритовые, известковистые, со слоистой текстурой - 2,40 32,45 65,15 15,3 12,5 0,01 2 450-455 (2) Глины алевритовые, известковистые, со слоистой текстурой 0,61 27,18 72,21 16,2 13,3 0,02 3 500-505 Известковоалевролитовая глина - 5,17 24,58 70,25 12,7 12,6 0,01 4 600-606 (1) Слабо алевритистая глина - 1,46 22,36 76,18 8,5 11,1 0,01 5 600-606 (2) Слабо алевритистая известковая глина - 1,02 24,32 74,66 8,5 11,1 0,01 6 700-705 Мраморизованный известняк - 7,56 30,26 62,18 99,9 8,9 - 7 1652-1657 (1) Алеврит глина - 3,56 27,71 68,70 8,5 8,0 0,01 8 1652-1657 (2) Известняк органогенно-пелитоморфный - 2,76 30,42 66,82 62,2 6,0 0,01 9 1729-1734 (1) Известняк - 1,17 26,18 72,65 93,1 5,8 - 10 1729-1734 (2) Мергель глинистый - 2,18 24,27 73,55 65,5 4,3 - 11 1810-1815 Известняк глинистый - 1,55 20,72 77,73 80,7 3,8 - Карбонатность нижнемеловых пород увеличивается с возрастанием стратиграфической глубины, а пористость и проницаемость уменьшаются. В интервале глубин 450-1815 м пористость уменьшается с 15,5 до 80,7 %, глинистость увеличивается с 65,15 до 77,3 %, пористость уменьшается с 12,5 % до 3,8 %. Графики изменения карбонатности, пористости, глинистости, проницаемости, гранулометрических фракций 0,1-0,01 и 0,25-0,1 мм в диапазоне глубин 450-1815 м представлены на рис. 3. Заключение В целом, отмечая нефтегазоносность нижнемеловых отложений в Каспийско-Губинском НКР, нельзя упускать из внимания повышение карбонатности и терригенного состава в сторону антиклинальных складок большой амплитуды, расположенных в Хызынской зоне (Шурабад, Ситалчай, Бегимдаг, Текчай и др.). Как известно, перспективы нефтегазоносности Хызынской тектонической зоны связаны со среднеюрскими и нижнемеловыми отложениями. Максимальная мощность средней юры (по скважинным данным 1850 м) отмечена в районе Кещчай. Наиболее перспективными считаются Афурджинское и Кещчайское поднятия, из которых получены промышленные притоки нефти, газа и конденсата. В связи с этим особое значение имеет Хызынская зона, где широко распространены нижнемеловые и среднеюрские отложения. На юго-востоке Хызынской зоны наблюдается резкое изменение мощности нижнемеловых отложений и литологического состава пород (в вертикальном и латеральном направлениях). Эту изменчивость можно объяснить возникновением перерывов в процессе седиментации и тектоническими движениями, вызывающими появление складок [3-8, 18-26]. Покрытие в Хызынской зоне терригенно-карбонатных отложений Неокома, состоящих в основном из глин, отложениями Апт-Баррема, увеличение битуминозности пород, появление нефтегазовых проявлений и притоков в скважинах на месторождениях Бегимдаг-Текчай и Кещчай, а также открытие Шурабадского месторождения свидетельствуют о промышленном нефтегазосодержании мезозойских отложений в данной области. Однако для вскрытия нефтяных и газовых месторождений, связанных с литолого-стратиграфическими ловушками, необходимо бурение поисково-разведочных скважин в погруженной части поднятий Ширвановка, Имамгулукенд и Худатского, и в периклинальной части поднятий Хачмаз, Агзибирчала, Гусар и Талаби [27-45].

Об авторах

Г. Г Аббасова

Автор, ответственный за переписку.
Email: qizqayit_abbasova@yahoo.com

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 245

PDF (Russian) - 75

PDF (English) - 99

Ссылки

• Ссылки не определены.