CC BY
28
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
УДК 551.14:550.83;551.24:550.83
DOI 10.31087/0016-7894-2020-6-23-31
Перспективы нефтегазоносности палеоген-миоценовых отложений в междуречье Куры и Габырры на основании новых геолого-геофизических данных
© 2020 г.|Г.А. Аббасов
SOCAR НИПИ «Нефтегаз», Баку, Азербайджан; office.ogpi@socar.az Поступила 09.09.2020 г.
Доработана 16.09.2020 г. Принята к печати 21.09.2020 г.
Ключевые слова: геология; тектоника; литология; структура; поднятие; залежь; углеводород; ловушка; нефте-газоносность; глина; перспективность; палеоген - миоцен; майкоп.
Аннотация: Статья посвящена изучению основных критериев поисков нефти и газа и выбору площадей для разведки перспективных участков палеоген-миоценовых отложений в пределах междуречья Куры и Габырры (Иори), а также открытию Самгорского нефтяного месторождения в Грузии, в котром естественные выходы нефти и газа в отложениях майкопской свиты связаны в основном с наличием субгоризонтальных разрывных нарушений, и месторождения Армудлы, выявленного в результате бурения структурно-поисковых скважин. В нижней части майкопской свиты в структурно-разведочной скв. 33 на месторождении Гафландере из песчано-алевролитовых маломощных отложений получен газоконденсат. На площади Терсделлер при бурении поисковой скв. 1 из среднеэоценовых отложений получен приток нефти 250-300 м3/сут. На площади Дамиртапа-Удабно из среднеэоценовых отложений в скв. 1 на глубине 4011-4095 м был зафиксирован приток нефти 5 м3/сут. Такие же маломощные газопроявления наблюдались в скв. 1 на площади Маммадтапа и в сважинах 3, 4 на площади Саждаге. Исследования показывают, что на северо-восточных крыльях некоторых структур песчаные горизонты, присутствующие как в майкопе, так и в эоцене, по направлению к своду складки полностью замещаются глинистыми отложениями. По мере увеличения мощности майкопских и эоценовых отложений в северо-северо-восточном направлении толщина песчано-алевритовых и туфогенно-карбонатных коллекторов увеличивается и их коллекторские свойства улучшаются. Учитывая увеличение степени геохимической зрелости отложений в этом направлении и удаленность районов от зоны воздействия инфильтрационных вод, можно прогнозировать, что перспективы майкопских и эоценовых отложений в этом районе возрастают.
■ Для цитирования: Аббасов Г.А. Перспективы нефтегазоносности палеоген-миоценовых отложений в междуречье Куры и Габырры на основании новых геолого-геофизических данных // Геология нефти и газа. - 2020. - № 6. - С. 23-31. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-6-23-31.
Petroleum potential of Paleogene - Miocene deposits
in Kura and Gabyrry interfluve based on new geological and geophysical data
© 2020 |Q.A. Abbasov
"OilGasScientificResearchProject" Institute of SOCAR, Baku, Azerbaijan; office.ogpi@socar.az Received 09.09.2020
Revised 16.09.2020 Accepted for publication 21.09.2020
Key words: geology; tectonics; lithology; structure; uplift; accumulation; hydrocarbon; trap; oil and gas potential; clay; pro-spectivity; Paleogene - Miocene; Maikopsky formation.
Abstract: The paper is devoted to the studies of key criteria for oil and gas prospecting and selection of areas for exploration for promising Paleogene - Miocene deposits within the Kura-Gabyrry (lori) interfluve. Discovery of the Samgori oil field in Georgia, where oil and gas seeps in the Maikop deposits are associated mainly with subhorizontal faults, and also in the Armudly discovered by stratigraphic test wells. In the Gaflandere field, gas condensate was obtained in structural test well 33 from thin sandy-siltstone reservoirs of the lower part of the Maikop Formation. In the Tersdeller area, oil inflow of 250-300 m3/day was obtained in the prospecting well 1 from the Middle Eocene deposits. In the Damirtapa-Udabno area, oil inflow of 5 m3/day was reported from the depth 4011-4095 m (Middle Eocene deposits) of the well 1. The same slight gas shows were observed in the well #1 in the Mammadtapa area and in the wells 3, 4 in the Sazhdage area. The studies show that sand horizons present both in Maikop and Eocene at the north-eastern flanks of certain structures, are completely replaced by argillaceous rocks towards the crest of fold. As thickness of the Maikop and Eocene deposits increases in north-north-eastern direction, thickness of silty-sand and carbonate-tuffaceous reservoirs also grows and their reservoir quality improves. Taking into account the increase in the deposits geochemical maturity in this direction and remoteness of the regions from the zone of meteoric water influence, it is possible to predict that the potential of the Maikop and Eocene deposits in this area increase.
I.For citation: Abbasov Q.A. Petroleum potential of Paleogene - Miocene deposits in Kura and Gabyrry interfluve based on new geological and geophysical data. Geologiya nefti i gaza. 2020;(6):23-31. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-6-23-31. In Russ.
RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 6' 2020 |dj OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
Введение
Результаты анализа критериев нефтегазоносно-сти на территории нефтегазоносного региона междуречья Куры и Габырры (Иори) позволяют выбрать наиболее эффективные направления поисково-разведочных работ для разведки палеоген-миоценовых отложений [1, 2].
До открытия Самгорского нефтяного месторождения в Грузии на территории нефтегазоносного региона междуречья Куры и Габырры (Иори) перспективы нефтегазоносности в основном связывались с сарматским и песчано-алевролитовыми горизонтами майкопской свиты. Это было обусловлено тем, что в антиклинории Чатма, находящимся на севере района в миоценовых отложениях, имеются многочисленные выходы на поверхность нефти и газа. Наблюдаемые в западной части антиклино-рия нефтегазовые проявления имеют более высокие перспективы. Здесь нефте- и газоносные пески и известняки всех трех сарматских ярусов выходят на поверхность. Отложения верхнего подъяруса, которые имеют высокое значение песчанистости (30-35 %), характеризуются более высокими коллекторскими свойствами, большей нефтенасыщенностью и региональной нефтеносностью.
Анализ критериев нефтегазоносности в междуречье Куры и Габырры
В пределах региона, на различных поднятиях, во время поисково-разведочного бурения наблюдались интенсивные нефте- и газопроявления. Например, в скв. 1, пробуренной в северном крыле антиклинали Алачыг на глубине 973-882 м, получена нефть дебитом 1,6 т/сут.
Однако в структурно-поисковой скв. 16 наличие воды с пленкой нефти дебитом 200 т/сут из верхнесарматских отложений свидетельствует о разрушении скоплений УВ в этих отложениях. Предполагается, что в сарматских отложениях нефтяные скопления сохраняются в тех частях структуры, которые расположены ниже плоскости надвига.
Нефтегазовые проявления в майкопских отложениях зафиксированы в пределах антиклинальной линии Яйлачыг - Армудлы. Здесь природные выходы нефти в основном связаны с субгоризонтальными разрывными нарушениями (рис. 1). Нефтяные проявления были также зафиксированы при бурении скважин с рифовым слоем. В пределах структуры Ар-мудлы при бурении поисково-разведочных скважин в майкопских отложениях также наблюдалось проявление нефти.
В юго-западной части нефтегазоносного района междуречья Куры и Иори отложения майкопской свиты в основном представлены глинистой литофацией. Только в нижней части разреза обнаружены маломощные песчано-алевритовые слои, но при бурении
скважин редко наблюдаются нефтяные и газовые проявления. Значительные проявления были зафиксированы в районе Кафландере. На данном месторождении, в структурно-поисковой скв. 33, в подошве майкопской свиты из маломощных песчано-алеври-товых отложений был получен газоконденсат. Этот объект в присводовой части структурного выхода полностью глинизируется, что свидетельствует о существовании благоприятных условий для формирования ловушек структурно-литологического типа на данной площади и в аналогичных районах. Таким образом, вдоль палеорек, протекающих от Малого Кавказа до впадины Средней Куры, прибрежные потоки играли важную роль в распределении песчаного и алевритового материала [3].
На северо-восточном крыле структуры Тарсдал-ляр песчаные горизонты и отдельные песчаные слои глинизируются полностью в направлении к своду, что подтверждает миграцию песчаного материала с северо-запада морскими течениями.
Учитывая это обстоятельство, можно предполагать, что ловушки будут обнаружены на северо-восточном крыле структурных выступов. В структурно-поисковой скв. 22, пробуренной на северо-восточном крыле Кукетского структурного выступа, в нижней части майкопской свиты, вскрыт песчано-алевритовый горизонт, который в скв. 48 в присводовой части структуры полностью глинизируется, что подтверждает вышесказанные предположения. При этом песчаный материал поступал в бассейн из таких древних рек, как Шамкирчай, Заямчай, Акстафачай и Храмчай, которые берут свое начало в Шамкирской, Аллахвердинской возвышенностях, Болтонской и Акари-Триалетской тектонических зонах. На площади Агтепе - Боюк-Палантокян скорость осадконакопления составила 146 м/млн лет, в результате мощность майкопской свиты здесь достигает 2000 м (рис. 2).
В северо-восточном направлении увеличивается как песчаность, так и общая толщина песчано-алев-ролитового горизонта. В этом горизонте, представляющем интерес в нефтегазовом отношении, были пробурены скважины и получена пластовая вода.
На юго-восточном погружении Тарсдаллярско-го района песчано-алевритовые горизонты большой толщины имеются не только в нижней, но и в средней и верхней частях разреза майкопской свиты. В одном из них при бурении скв. 20 в интервале глубин 2353-2301 м получена вода дебитом 150 м3/сут.
Эти песчаные горизонты майкопской толщи, как упоминалось выше, сформировались за счет палео-рек, вытекающих из гор Малого Кавказа. В сводовой части структуры Тарсдалляр полная глинизация песчаных горизонтов свидетельствует, что в юго-восточной части нефтегазоносного района междуречья Куры и Иори имеются благоприятные условия для
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 1. Структурная карта по III сейсмическому горизонту (низы Майкопа) нефтегазоносного района междуречья Куры и Иори Fig. 1. Depth Map of III seismic horizon (lower Maikop) in the oil and gas bearing region of the Kura - lori interfluve
1 — изолинии, м; 2 — тектонические нарушения; 3 — государственная граница; скважины (4, 5): 4 — поисковые, 5 — структурно-поисковые; 6 — граница выклинивания отложений Майкопа; 7 — структура: 1 — Джахандар, 1а — Дамиртапа-Удабно, 2 — Союгбулаг, 3 — Боюккасик, 4 — Шыхлы, 5 — Маммадтапа, 6 — Салоглы, 7 — Кухет, 8 — Кушкуна, 9 — Гыраг Касаман, 10 — Саждаг, 11 — Молла-даг, 12 — Гафландер, 13 — Гирзан, 14 — Карадюз, 15 — Гедакдюз, 16 — Айридара, 17 — Елчин, 18 — Агтепе, 19 — Гедакдаш, 20 — Западный Гюрзундаг, 21 — Кейрук-Кейлан, 22 — Гюрзундаг, 23 — Боюк Палантокян, 24 — Коллуг, 25 — Джейрандере, 26 — Джейранчел, 27-29 — Структуры долины Иори, 30 — Малый Палантокян, 31 — Тарсдалляр, 32 — Еникенд, 33 — Восточный Тарсдалляр, 34 — Касаман, 35 — Елдароюгу
1 — contour lines, m; 2 — faults; 3 — state border; wells (4, 5): 4 — prospecting, 5 — stratigraphie test wells; 6 — geological limit of Maikop
sediments; 7 — structure: 1 — Dzhakhandar, 1а — Damirtapa-Udabno, 2 — Soyugbulag, 3 — Boyukkasik, 4 — Shykhly, 5 — Mammadtapa,
6 — Salogly, 7 — Kukhet, 8 — Kushkuna, 9 — Gyrag Kasaman, 10 — Sazhdag, 11 — Molladag, 12 — Gaflandere, 13 — Girzan, 14 — Karadyuz, 15 — Gedakdyuz, 16 — Airidara, 17 — Yelchin, 18 — Agtepe, 19 — Gedakdash, 20 — Western Gyurzundag, 21 — Keiruk-Keilan, 22 — Gyurzundag, 23 — Boyuk Palantokyan, 24 — Kollug, 25 — Dzheirandere, 26 — Dzheiranchel, 27-29 — structures of the lori valley, 30 — Maly Palantokyan, 31 — Tarsdallar, 32 — Enikend, 33 — Eastern Tarsdallyar, 34 — Kasaman, 35 — Eldaroyugu
формирования ловушек структурно-литологического типа. Получение пластовой воды из этого горизонта в ходе опробования в целом не свидетельствует о бесперспективности майкопской свиты.
В нефтегазоносном районе междуречья Куры и Иори широко распространеные эоценовые отложения имеют более важное значение для проведения поисково-разведочных работ. На площади Тарсдал-ляр из среднеэоценвых отложений в поисковой скв. 1 была получена нефть дебитом 250-300 т/сут, что еще больше повысило интерес к этим осадкам. Такие отложения были также обнаружены на структурах Дамир-тапа-Удабно, Маммадтапе, Саждаг, Кейрук-Кейлан, Гюрзундаг, Западном Гюрзундаг, Боюк Палантокян, Гырак Касаман, Гафландер и др. (рис. 3).
Ни на одной из исследованных областей, кроме площади Тарсдалляр, месторождений промышленного значения не обнаружено. Удовлетворительные положительные результаты были получены при бурении разведочных скважин в районе Гюрзундаг. Таким образом, приток нефти, полученный из отложений среднего эоцена в открытом стволе скв. 3 с производительностью 25-100 м3/сут, не дал значительного
результата после перфорации колонны. Из отложений среднего эоцена в скв. 4 за короткий промежуток времени получена нефть дебитом 23 м3/сут.
Из среднеэоценовых отложений (4095-4011 м) в скв. 1 в районе Дамиртапа-Удабно получена нефть дебитом 5 м3/сут, а в скв. 2 опробовано несколько объектов и получена газированная вода дебитом 4-100 м3/сут. В то же время небольшое количество газа было добыто вместе с водой из скв. 1, пробуренной на месторождении Маммадтапе, и из скважин 3, 4 — на месторождении Саждаг.
На юго-востоке в скважинах, пробуренных на плошадях Молладаг и Боюк Палантокян, средне- и верхнеэоценовые отложения были водоносными.
На Молладаге, в разведочной скв. 1, отложения песчаника и мергеля среднего эоцена опробовались в нескольких интервалах, при этом выделялась вода дебитом 5-20 м3/сут. В подошве верхнеэоценовых отложений из маломощных песчано-мергелевых отложений дебит воды достигал 35 м3/сут.
В районе структуры Боюк Палантокян при опробовании разведочной скв. 2 из мергельно-туфоген-ных песчаников среднего эоцена обнаружена пла-
OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
Рис. 2. Изменение мощности (A) и литофации (B) майкопской свиты Fig. 2. Schemes of lithofacies (A) and thickness (B) of the Maikop Formation
1 — песок; 2 — суша; 3 — литофациальная граница; 4 — глина, аргилит; 5 — песчаник; 6 — граница эрозионных зон; 7 — тектонические нарушения Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
1 — sand; 2 — land; 3 — lithofacies boundary; 4 — shale, claystone; 5 — sandstone; 6 — boundary of erosion zone; 7 — faults For other Legend items see Fig. 1
стовая вода (10 м3/сут) с пленкой нефти и глинистый раствор. Из мергелевых отложений в нижней части верхнего эоце наиз см есиводы и глинисто го раств о-ра получена нефть дебитом 18 м3/сут. В интервале глубин 4724-4740 м в верхнем эоцен е скв. 3, пробуренной на той же структуре,выявлен а нефть дебитом 8,7 т/сут.
На юго-западном склоне бассейнов Товуз-Га-зах, Далляр-Товуз, Гыраг Касаман, Хатынлы и других эоценовые и майкопские отложения подвергаются воздействию инфильтрационных вод. Здесь нефтегазоносность может распространяться по на-
правлению восстания пластов и выклинивания коллекторов. Как известно, глинистые и ползучие породы-коллекторы переносятся морскимитеч ениями с сев еро-запада на юго-восток относительно далеко от побережья.
На структуре Гафландере, в структурно-поисковой скв. 33, в нижней части разреза майкопской свиты, -из маломощного алевритового горизонта выделяется газоконденсат, что саидетельствует о перспективности подобных колле кторов. Сравнение разрезов скважин (рис. 4), пробуренных на различных поднятиях региона, показывает, что перспек-
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 3. Корреляция коллекторских свойств пластов среднеэоценовых отложений Fig. 3. Correlation chart: reservoir properties of the Middle Eocene beds
тивные коллекторы распространены в северо-западных периклиналях и северо-восточных крыльях структур (часто глины в арочных частях структур). Аналогичная ситуация наблюдается в отложениях верхнего и среднего эоцена на поднятии Гыраг Ка-саман. Для обнаружения ловушек следует проводить сейсмические исследования в долине р. Кура (при условии, что они пересекают правый берег).
Выявленное месторождение в отложениях среднего эоцена на северо-восточном крыле структуры Тарсдалляр и скв. 3, пробуренная на структуре Гюрзундаг с дебитом нефти 25-100 м3/сут, еще раз подтверждают перспективность среднеэоценовых отложений. На структуре Гюрзундаг основной причиной, препятствующей открытию промышленно значимого месторождения, является низкая точность проводимых сейсморазведочных работ. На
структурах гюрзундагского типа, таких как Западный Гюрзундаг, Боюк Палантокян, Коллуг, Агтепе, Саждаг, и других малоамплитудных замкнутых структурах, положение пробуренных скважин наиболее оптимальное (рис. 5). С учетом вышесказанного, для уточнения перспектив структур необходимо провести комплексную интерпретацию сейсмических материалов с данными, полученными при разведочном бурении.
На структуре Гюрзундаг при испытании пласта в скв. 3 получена нефть дебитом 25-100 м3/сут. После перфорации во время вскрытия пласта трещиновато-пористые коллекторы среднего эоцена были нарушены, так как при применении глинистого раствора, утяжеленного баритом, проницаемость коллектора уменьшается в 5-6 раз, т. е. испытания не были проведены должным образом.
OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
Рис. 4. Корреляция разрезов коллекторских горизонтов майкопских отложений Fig. 4. Correlation chart: the Maikop reservoir horizons
Одной из причин неудачи является изоляция маломощной мергельно-песчаной пачки в нижней части верхнего эоцена экраном. Известно, что отложения этой свиты в некоторых скважинах являются нефтеносными [4-6]. Иногда из-за отсутствия тонкого (10-20 м) глинистого слоя, отделяющего эту свиту, подошва верхнеэоценовых и туфогенных отложений среднего эоцена была опробована как единый объект, поэтому результаты оказались положительными.
Структуры Кейрук-Кейлан, Северный и Южный Джейранчел, расположенные на пути миграции УВ с северо-востока на юго-запад, являются барьерами как в палео-, так и в современном структурном плане. При этом их более высокое гипсометрическое поло-
жение вдали от зон инфильтрации вод гидрокарбо-натно-натриевого состава свидетельствует о высоких перспективах нефтегазоносности эоценовых отложений, дает основание высоко оценить перспективы нефтегазоносности эоценовых отложений.
Учитывая, что многие из этих структурных выходов подобны палеоструктурам в эоценовых отложениях, для поиска неантиклинальных ловушек на этих площадях необходимы более точные сейсмические исследования. Это также относится к северо-западным структурным обнажениям Кушкуна, Ортагаша и Алимарданлы. Приток газа и конденсата из майкопских отложений поисково-разведочной скв. 33 на структуре Галандер дает основание высо-
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 5. Структурная карта по кровле среднего эоцена Fig. 5. Depth map of the Middle Eocene Top
Ениканд
Усл. обозначения см. на рис. 1, 2 For Legend items see Fig. 1, 2
ко оценить перспективы как эоценовых, так и майкопских отложенй.
Относительно перспектив нефтегазоносности структурных выступов, расположенных на северо-западе нефтегазоносного района междуречья Кура и Иори, следует отметить, что на северном погружении структурного выступа Маммадтапа в разрезе пробуренной скв. 1, представленном в подошве нижнеэоценовых отложений чередованием пластов алевролитов, глин, песков и известняков толщиной 80-90 м, выявлены признаки нефгегазоносности в интервале глубин 2412-2461 м, что свидетельствует о перспективах нефтегазоносности нижнеэоценовых отложений [7, 8].
Сравнение скв. 1 на структуре Маммадтапа со скв. 3, пробуренной на нефтяном месторождении Самгори в Грузии, показывает, что разрезы отложений нижнего эоцена очень близки между собой. В Самгори, в скв. 3 (3678-3750 м), полу-енгавс дебитом 150-170 тыс. м3/сут при давлении 7 МПа на штуцере 10 мм. Были также обнаружены проявления газа во время бурения из песчаных вышележащих горизонтов. Из этого следует, что отложения нижнего эоцена рассматривались скорее как газообразные [9].
В заключение можно сделать вывод, что с увеличением толщины нефтегазоносных отложений майкопа и эоцгна I! северо-северо-восточюом на-
правлении толщина песчано-алевролитовых и туфо-генно-карбонатных отложений увеличивается, а их коллекторские свойства улучшаются (см. рис. 3, 4).
Учитывая увеличение степени геохимической зрелости отложений в этом направлении и удаленность районов от зоны воздействия инфильтрацион-ных вод, можно считать, что перспективы нефтега-зоносности отложений нижнего, среднего и верхнего эоцена в этом районе увеличатся. Однако, прежде чем определять перспективные направления поисков месторождений нефти и газа, необходимо уточнить тектонику бассейнов рек Кура и Иори. Области развития осадочных пород и крупных тектонических разломов, толщина осадочных комплексов должны выявляться геофизическими исследованиями, прежде всего современными методами сейсморазведки. Именно после такой региональной работы геолого-разведочные работы необходимо проводить в районох, где наиболее вероятно накопление УВ [10].
Как упоминалось выше, ловушки палеовадиаль-ного типа, связанные с древними речными потоками, можно рассматривать как высокоперспективные ловушки неантиклинального типа. Поскольку имеются благоприятные палеотектонические и палеогеографические условия для развития таких ловушек в юго-юго-западной зоне региона (Южный ОЦжейран-оел, Гирзан, Хатынлы идр.),необходимо провести
RUSSIAN OIL AND GAS GEOLOGY № 6' 2020 |dj OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS
дополнительные сейсмические работы современными методами с учетом прежних материалов бурения.
Выводы
Исследования показывают, что в отложениях эоцена и майкопа рек Кура и Иори сложились благоприятные условия для формирования различных типов неантиклинальных ловушек. Таким образом, литологические, структурно-литологические и палео-морфологические ловушки характерны для отложений нижнего и среднего эоцена, а большинство ли-
тологических и структурно-литологических ловушек типичны для песчаных отложений майкопской свиты.
В нефтегазовой области между реками Кура и Иори можно выделить зоны, имеющие разные перспективы. В юго-восточной части рассматривается нисходящее северо-восточное крыло структур Тарсдалляр, район Малого Палантокяна, районы Агтепе-Гюрзундаг, а на северо-западе — районы Джахандар, Союгбулаг и Дамиртапа-Удабно, а также районы Алимарданлы, Джейрандере и Айридара.
Литература
1. Магеррамов Б.И., Агазаде Б.Г. Палеоструктурный анализ и нефтегазоносность отложений кайнозойского комплекса рек Кура и Иори // SOCAR Proceedings. - 2009. - № 12. - С. 30-38.
2. Салманов А.М., Сулейманов А.М., Магеррамов Б.И. Палеогеология нефтегазоносных районов Азербайджана. - Баку : Изд-во Марс-Принт, 2015. - C. 77-81.
3. Гусейнов Б.Б., Салманов А.М., Магеррамов Б.И. Нефтегазогеологическое районирование территории суши Азербайджана. - Баку : Изд-во Марс-Принт, 2019. - C. 90-96.
4. Салманов А.М., Магеррамов Б.И., Аббасов Г.А., Абдуллаева Г.Т. О тектонических особенностях отдельных структурных единиц междуречья Кура и Габырры // Науки о земле. - 2017. - № 1. - C. 4-12
5. Юсифов Х.М., Асланов Б.С. Нефтегазоносные бассейны Азербайджана. - Баку : Изд-во Марс-Принт, 2018. - C. 71-84.
6. Салманов А.М., Магеррамов Б.И., Аббасов Г.А., Гусейнов Р.М., Абдуллаева Г.Т. Характеристика изменения литофациальных мощностей разрезов не антиклинальных ловушек на Эоценовых отложениях (на примере района междуречья Куры и Габырры Азербайджана) // SOCAR Proceedings. - 2019. - № 2. - C. 4-15. DOI: 10.5510/0GP20190200383.
7. Магеррамов Б.И., Аббасов Г.А., Асланов Б.Ш. Зоны генерации и аккумуляции углеводородов в районе междуречья Куры и Габырры // Вектор ГеоНаук. - 2018.- № 3. - Т. 1. - C. 27-34.
8. Ахундов Ш.Х., РустамоваХ.Р. Гидрогеохимическая и геотермическая зональность глубоких горизонтов нефтегазоносного района междуречья Куры и Габырры // SOCAR Proceedings. - 2018. - № 1. - C. 44-51. DOI: 10.5510/0GP20180100339. In Russ.
9. Аббасов Г.А. Отруктурно-тектонические характеристика района междуречья Куры и Габырры в свете новых данных // Каротажник. -2018. - № 4. - C. 3-11.
10. Салманов А.М., Магеррамов Б.И., Аббасов Г.А. Литофациальные особенности и коллекторские свойства Эоценовых отложений в районе междуречья Куры и Габырры // АНХ. - 2017 - C. 12-19.
References
1. Magerramov B.I., Agazade B.G. Paleostrukturnyi analiz i neftegazonosnost' otlozhenii kainozoiskogo kompleksa rek Kura i Iori [Paleostructural analysis and oil and gas content of sediments of the Cenozoic complex of the Kura and Iori rivers]. SOCAR Proceedings. 2009;(12):30-38. In Aze.
2. Salmanov A.M., Suleimanov A.M., Magerramov B.I. Paleogeologiya neftegazonosnykh raionov Azerbaidzhana [Paleogeology of oil and gas bearing regions of Azerbaijan]. Baku: Izdatel'stvo "Mars-Print"; 2015. pp. 77-81. In Russ.
3. Guseinov B.B., Salmanov A.M., Magerramov B.I. Neftegazogeologicheskoe raionirovanie territorii sushi Azerbaidzhana [Petroleum zoning of the Azerbaijan onshore territory]. Baku: Izdatel'stvo "Mars-Print"; 2019. pp. 90-96. In Russ.
4. Salmanov A.M., Magerramov B.I., Abbasov G.A., Abdullaeva G.T. Tectonic features of structural units in Kura and Gabirri interfluve area. GeoScience. 2017;(1):4-12.
5. Yusifov Kh.M, Aslanov B.S. Neftegazonosnye basseiny Azerbaidzhana, Bibliografiya, Baku: Izdatel'stvo "Mars-Print"; 2018. pp. 71-84. In Russ.
6. Salmanov A.M., Magerramov B.I., Abbasov G.A., Guseinov R.M., Abdullaeva G.T. Thickness variability of different Eocene lithofacies in non-anticline traps. SOCAR Proceedings. 2019;(2):4-15. DOI: 10.5510/OGP20190200383. In Russ.
7. Magerramov B.I., Abbasov G.A., Aslanov B.Sh. Zony generatsii i akkumulyatsii uglevodorodov v raione mezhdurech'ya Kury i Gabyrry [Zones of hydrocarbon generation and accumulation in the area of Kura-Gabyrry interfluve]. Vektor GeoNauk. 2018;1(3):27-34. In Russ.
8. AkhundovSh.Kh., Rustamova Kh.R. Geochemical and geothermal zonality of deeply buried strata in the interfluve of Kura and Qabyrry. SOCAR Proceedings. 2018;(1):44-51. In Russ. DOI: 10.5510/OGP20180100339.
9. Abbasov G.A. Structural and tectonic characteristics of the region betweenrivers Kura and Gabyrry in the view of new data. Karotazhnik. 2018;(4):3-11. In Russ.
10. Salmanov A.M., Magerramov B.I., Abbasov G.A. Litofatsial'nye osobennosti i kollektorskie svoistva Eotsenovykh otlozhenii v raione mezhdurech'ya Kury i Gabyrry [Kura-Gabyrry interfluve: lithofacies features and reservoir properties of Eocene deposits]. ANKh. 2017;(11):12-19. In Aze.
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Информация об авторе
Аббасов Гасым Аббас-оглы
Ведущий научный сотруник SOCAR НИПИ «Нефтегаз», AZ1012 Баку, пр-т Зардаби, д. 88 А e-mail: office.ogpi@socar.az ORCID ID: 0000-0003-1123-7858
Information about author Qasim A. Abbasov
Leading Researcher
"OilGasSdentificResearchProject" Institute of SOCAR, 88 A, pr. Zardabi, Baku, AZ1012, Azerbaijan e-mail: office.ogpi@socar.az ORCID ID: 0000-0003-1123-7858
