The Eastern Absheron Peninsula is located in the northwestern part of the South Caspian Basin and represents one of the oldest and most intensively studied oil- and gas-bearing regions of Azerbaijan. Its western boundary is conventionally delineated from Cape Gilyazi to Cape Sangachal, whereas the northern, southern, and eastern boundaries follow the natural outlines of the peninsula. From a geomorphological and structural point of view, this area represents the southeastern plunging continuation of the Greater Caucasus mega-anticlinorium and forms an integral part of the Absheron periclinal depression, characterized by a complex tectonic framework. The geological evolution of the peninsula was governed by prolonged tectonic movements, the development of anticlinal folds, extensive faulting, and widespread mud volcanism. These factors collectively played a key role in shaping the petroleum geological characteristics of the region.

Keywords: oil, productive strata, reservoir, fracture, deposit, anticline, structure.

Введение

ВВосточном Апшероне нефтегазовые скопления в основном приурочены к различным свитам продуктивной толщи, а их распределение обусловлено сочетанием структурных ловушек, тектонического экранирования и литологической изменчивости. Геолого-коллекторские особенности района определяются высокой пористостью песчаных интервалов Сабунчинской, Балаханской и других свит, их различной проницаемостью, а также выраженной латеральной и вертикальной неоднородностью пластов. Нами были изучены месторождения Бузовна — Маштага и Гала. В настоящей работе системно анализируются геолого-тектоническое строение этих месторождений: закономерности распределения нефти и газа, особенности коллекторских пород, а также геологические характеристики отдельных месторождений [3; 5].

Рис. 1. Схема размещения месторождений, структурных выступов и антиклинальных поднятий в восточной части Апшеронского полуострова

Методы исследования

В данной работе для изучения тектонического строения месторождений, распределения нефтегазовых скоплений и свойств коллекторских пород применён комплекс геолого-геофизических и аналитических методов на месторождениях Бузовна — Маштаги и Гала. Основная методологическая база исследования включает следующие направления:

1. Для анализа строения Апшеронской периклинальной впадины были систематизированы ранее составленные геологические карты, структурные схемы и литостратиграфические материалы.
2. Коллекторский потенциал пластов следующих свит: Сабунчинской, Балаханской, Надкирмакинской глинистой (НКГ) и Надкирмакинской песчаной (НКП), Кирмакинской (КСв) и Подкирмакинской (ПКСв) — оценён на основе имеющихся разрезов.
3. По данным геофизических исследований скважин выполнена оценка эффективной мощности коллекторов и их пористостных параметров.
4. Путём сопоставления продуктивных горизонтов, содержащих нефть, газ и конденсат, по отдельным месторождениям выявлены общие закономерности их пространственного распределения [1; 2; 4].

Бузовна-Маштагинское месторождениерасположено на расстоянии около 25 км от города Баку в северо-восточной части Апшеронского полуострова. Сводовая часть структуры представлена глинистыми диатомовыми отложениями. Отложения понтийского яруса и отдельные пласты продуктивной толщи на крыльях данного поднятия залегают вплоть до пластов свиты «Фасиля», а в отдельных участках — до нижних частей Балаханской свиты. Это свидетельствует о том, что отложения продуктивной толщи в данном районе накапливались в субаэральных (континентальных) условиях вплоть до фасилийско-балаханского времени.

В пределах Бузовна-Маштагинской антиклинали промышленно значимые залежи нефти выявлены в IV, V и VIII горизонтах Сабунчинской свиты, в X горизонте Балаханской свиты, а также в нижнем отделе продуктивной толщи — в пластах НКГ, НКП, КСв и ПКСв. В сводоподобной части южного крыла Бузовнинской складки из II горизонта Сабунчинской свиты получены притоки газа. В данном участке нефтяная залежь относится к тектонически экранированному типу [6; 7].

В разрезе продуктивной толщи отмечаются различные типы нефти: из пластов НКГ, НКП и калинской (КаСв) свит добывается тяжёлая нефть, тогда как из пластов верхнего отдела — нефть сравнительно более лёгкого состава. В целом в разрезе продуктивной толщи вскрыто 12 эксплуатационных объектов, при этом основными резервуарами являются пласты НКП, КСв и ПКСв.

Рис. 2. График изменения открытой пористости, содержания серы, начального пластового давления и температуры

Рис. 3. Графики изменения мощности, проницаемости и коэффициента дегазации продуктивной толщи

Рис. 4. Графики изменения начальных извлекаемых запасов нефти, добычи и остаточных запасов продуктивной толщи

Галинское месторождениерасположено в восточной части Апшеронского полуострова между населёнными пунктами Бина, Мардакан и Гала.

В разрезе продуктивной толщи месторождения выделяется 8 нефтеносных пластов и 40 нефтеносных горизонтов, различающихся между собой степенью нефтенасыщенности. Данные горизонты в основном относятся к тектонически экранированному типу залежей.

Нефтегазоносность Гала-Тюрканского месторождения преимущественно приурочена к нижнему отделу продуктивной толщи и частично к пластам Балаханской, Сабунчинской и Сураханской свит верхнего отдела. Нефтяные залежи, приуроченные к песчаным горизонтам нижнего отдела и Балаханской свиты, характеризуются наличием газовой шапки. В отложениях агчагильского и апшеронского возраста установлены также газовые скопления небольших объёмов.

Галинское месторождение в тектоническом отношении представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку протяжённостью около 8,5 км, шириной порядка 2 км и высотой приблизительно 1,5 км, простирающуюся с северо-запада на юго-восток. Юго-западное крыло складки характеризуется крутым падением (45–50°), тогда как северо-восточное крыло более пологое (10–15°). В пределах месторождения широко развиты разрывные нарушения сбросового типа.

Рис. 5. Характеристика эксплуатационных объектов Галинского месторождения

Рис. 6. Нефтяные запасы месторождения Гала — Кёхне Гала

Обсуждение

В пределах восточной части Апшеронского полуострова распределение нефти и газа в основном связано с песчаными горизонтами нижнего и верхнего отделов продуктивной толщи и в структурном отношении осложнено асимметричными брахиантиклинальными складками, разрывными нарушениями сбросового типа и проявлениями грязевого вулканизма. Месторождения региона характеризуются запасами промышленного значения и грязевым вулканизмом.

Нефть преимущественно приурочена к песчаным интервалам пластов свит Сабунчинской, Балаханской, а также НКП, тогда как газ и конденсат в большей степени сосредоточены в горизонтах свит НКГ, КСв и ПКСв. Коллекторские породы представлены песками и песчаниками, пористость которых, как правило, составляет 20–25 %, а проницаемость изменяется в пределах десятков миллидарси (мД); данные параметры подтверждаются наличием продуктивных коллекторских пластов мощностью 5–15 м.

Вследствие тектонической блокированности, асимметрии поднятий и латеральной изменчивости пластов распределение нефти и газа носит выраженно гетерогенный характер. Продуктивные зоны приурочены к сводовым и околосводовым частям структур и расчленены на блоки по водонефтяным и водогазовым контактам. В целом высокая песчанистость коллекторов, разнообразие тектонических ловушек и значительная мощность отложений продуктивной толщи являются основными геологическими факторами, определяющими нефтегазоносный потенциал не только исследуемых месторождений, но и всего Восточного Апшерона.

Выводы

Проведённые анализы показывают, что нефтегазоносность исследуемых месторождений тесно связана с его сложным тектоническим строением, широким развитием антиклинальных складок и значительной мощностью отложений продуктивной толщи. Продольные и поперечные разломы, характеризующие геологическое развитие региона, проявления грязевого вулканизма, а также асимметричные формы складок обусловили формирование различных типов структурных ловушек, создавших благоприятные условия для аккумуляции углеводородов.

Обобщая исследования, можно сделать вывод о том, что в Восточном Апшероне скопления нефти и газа в основном приурочены к песчаным горизонтам нижнего и верхнего отделов продуктивной толщи и их распределение зависит и от литологической неоднородности, и от характеристик тектонических разломов. Пористостно-проницаемостные характеристики коллекторских пород (как правило, 20–25 % и десятки миллидарси) являются достаточно благоприятными для формирования запасов промышленного значения.

Анализ месторождений Бузовна-Маштага, Гала показывает, что нефтегазоносный потенциал каждой структуры определяется историей тектонического развития, интенсивностью разрывных нарушений и коллекторскими свойствами. Развитие тектонически экранированных разрывов способствует длительному сохранению углеводородов.

Построенные диаграммы отражают нефтегазоносность, характеристику эксплуатационных объектов, открытую пористость, проницаемость, начальное пластовое давление и температуру, начальный газовый фактор, текущие среднесуточные дебиты, содержание серы и другие параметры, которые дают полную информацию о перспективах нефтегазоносности этих месторождений в Восточном Апшероне.

Литература:

1. Гусейнов Б. Б., Салманов А. М., Магеррамов Б. И. Нефтегазогеологическое районирование сухопутной территории Азербайджана. — Баку : Марс Принт, 2019. — 308 с.
2. Исмаилов Ф., Салманов А., Магеррамов Б. Нефтегазовые месторождения и перспективные структуры Азербайджана. — 2023. — 407 с.
3. Юсифов Х. М., Асланов Б. С. Нефтегазоносные бассейны Азербайджана. — Баку : Марс Принт, 2018. — 324 с.
4. Мухтарова Х. З., Насибова Г. Д. Перспективные нефтегазоносные структуры Абшеронского архипелага ЮКВ и основные направления их дальнейших исследований // International Scientific and Practical Conference „Worldscience“, Abu-Dhabi: 21–28 august, 2016. p. 32–39.
5. Мухтарова Х. З., Аллахвердиев Э. Г., Бабаева М. Т. Влияние особенностей палеогеографического развития Восточного Апшерона на нефтегазоносность сформировавшихся здесь месторождений // Известия высших технических учебных заведений Азербайджана. — 2019. — № 3. — С. 7–12.
6. Мехтиев Ш. Ф. Избранные труды. — Баку : Nafta-Press, 2010. — 474 с.