Научная статья на тему 'Тектоно-динамические и литолого-фациальные предпосылки нефтегазоносности Южно-Каспийской впадины'

Тектоно-динамические и литолого-фациальные предпосылки нефтегазоносности Южно-Каспийской впадины Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
424
247
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Астафьев Дмитрий Александрович, Медведев Н. Ф., Ахияров Александр Влерович, Толстиков А. В., Гереш Галина Михайловна

Уточнены особенности тектонического строения и нефтегазоносности центральных и восточных районов акватории Южно-Каспийской впадины. Сделан вывод о возможности открытия новых крупных месторождений, подобных известным месторождениям (Шах-Дениз и др.) в Азербайджанском секторе Южного Каспия, на Западно-Туркменской ступени. Первоочередными объектами поисково-разведочных работ здесь могут являться Западно-Эрдеклинская и Огурчинская структуры. Газоконденсатные залежи прогнозируются в песчано-алевролитовых пластах нижнекрасноцветной толщи плиоцена.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Астафьев Дмитрий Александрович, Медведев Н. Ф., Ахияров Александр Влерович, Толстиков А. В., Гереш Галина Михайловна

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Тектоно-динамические и литолого-фациальные предпосылки нефтегазоносности Южно-Каспийской впадины»

ТЕКТОНО-ДИНАМИЧЕСКИЕ И ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ ПРЕДПОСЫЛКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Д.А. Астафьев, Н.Ф. Медведев, А.В. Ахияров, А.В. Толстиков, М.П. Гереш,

Т.А. Толстикова (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Южно-Каспийский нефтегазоносный бассейн (ЮКНГБ) относится к одному из главных нефтегазодобывающих районов Каспийского моря. Здесь находится наибольшее число разрабатываемых морских нефтегазовых месторождений, и потому он рассматривается в качестве перспективного направления дальнейшего развития нефтегазодобывающей промышленности прилегающих стран.

Бассейн располагается между разновозрастными горными сооружениями Малого и Большого Кавказа на западе, Большого Балхана и Копет-Дага на востоке, хребтами Талеш и Эльбрус на юге. На севере он ограничивается региональным глубинным разломом субширотного направления, фиксирующим северный склон сложнопостроенной Апшеронско-Прибалханской зоны поднятий, ко -торая входит в его состав вместе с Южно-Куринской и Западно-Туркменской впадинами. Из числа структурных элементов второго порядка следует отметить Южно-Апшеронскую впадину, сложный вал Абиха и Джавадхан-Натеванскую зону на западе; Туркменскую террасу, Огурчинскую ступень и Чикишляр-Ферсмановскую-Вебер-Западную зону на востоке (рис. 1).

Центральное место в структуре бассейна занимает Южно-Каспийская сверхглубокая депрессия (СГД), в наиболее погруженной части которой - Приэльбурсской котловине - фундамент залегает на глубине около 25 км, а осадочная толща заполнения, включающая мезозойские, кайнозойские и четвертичные образования, в значительной мере представлена плиоцен-постплиоценовыми отложениями, достигающими в прогибах суммарной мощности 8-10 км и более.

О происхождении СГД до сих пор нет единого мнения. В работах В.Г. Васильева и др. (1959); В.В. Федынского и др. (1972) она считается фрагментом системы межгорных впадин, трассируемых вместе с Таджинской и Ферганской впадинами в субширотном направлении. В.П. Гавриловым (1990) Южно-Каспийская впадина выделяется в качестве одного из сегментов Гибралтаро-Гималайского субдукционного шва. И.Ф. Глумовым и др. [1] происхождение Южно-Каспийской СГД объясняется результатом взаимодействия палеоокеанских систем Урала и Тетиса - с одной стороны, палеомате-риковых и микроматериковых систем Европы, Аравии, Малоазиатско-Иранского клина - с другой.

Данные исследователи считают, что Южно-Каспийская впадина развивается как самостоятельный структурный элемент земной коры, толщина которой местами сокращается до 24-28 км. Анализ материалов глубинного сейсмического зондирования (ГСЗ) в комплексе с другими данными и геологией обрамления Южно-Каспийской СГД, выполненный Л.Э. Левиным и Б.В. Сениным (2003), позволил авторам отметить крайнюю неоднородность внутренней структуры гетерогенного фундамента, которая обусловлена распространением древних массивов, палеозойских и мезо-кайнозойских складчато-блоковых зон, а также возможным отсутствием «гранитного» слоя земной коры, представленной ее океаническим типом (рис. 2, 3).

Анализируя материалы физических полей, сейсмотомографии, теплового режима недр, современных движений с морфологией дна и разделов в осадочном чехле, Я.П. Маловицкий [1] высказал предположение о скрытом развитии в южной и западной частях бассейна очень молодой глубиной раздвиговой (рифтовой) зоны, которая протягивается через наиболее глубокие впадины Южного Каспия на северо-северо-запад.

Южно-Каспийская система рифтов, с точки зрения современной геодинамики, возможно, связана с Западно-Каспийской системой, с которой образует многолучевой (в плане) комплекс структур вторичного, скрытого (латентного) рифтогенеза, происходящего в позднем кайнозое на уровне консолидированной коры ниже подошвы осадочного чехла. На развитие этого процесса указывают зоны глубокого погружения фундамента, до 20-24 км и более, значительные мощности (5-8 км) неоген-четвертичных отложений, повышенные скорости современных опусканий морского дна и местами прилегающего района суши (10-20 мм/год) и т.д.

Согласно Д.М. Мурзагалиеву (2000) Южно-Каспийская система рифтов является сегментом более древнего мезозой-эоценового субширотного межконтинентального рифтового пояса, который на западе включает также рифтовые зоны Закавказья, южную и восточную части Черного моря.

Условные обозначения: валы

локальные поднятия

месторождения нефти и газа

границы структурных элементов

^ |М ^ дизъюнктивные нарушения

граница Туранской плиты и альпиискои зоны складчатости

..... область дайвинга

1^' линии профилей

Разновозрастные горные сооружения и структуры обрамления Южно-Каспийской впадины

/ - Разновозрастные орогены: а - Большого Кавказа б - Малого Кавказа в - Талыша-Богровдага г - Эльбурса

д - Копетдаг-Малого Бапхана е - Большого Бапхана

II - Положительные структурные элементы обрамления:

I а - Карабогазский свод

I б - Самурско-Песчаномысская зона поднятий I в - Шемахано-Кобыстанская складчатая зона I г - Тапыш-Вандамская зона поднятий I д - Аладаг Миссерианская зона поднятий I е - Гограньдаг-Окаремская зона поднятий I ж - Мазандаранская ступень

III - Отрицательные структурные элементы обрамления: а - Прогиб Казахстанского залива б - Северо-Апшеронский прогиб в - Кусаро-Дивичинский прогиб г - Нижнекуринская впадина д - Келькорский прогиб

IV- Структурные элементы Южно-Каспийской впадины:

IV а - Апшерон-Прибалханская система поднятий

V б - Восточно-Азербайджанская система поднятий

V в - Западно-Туркменская структурная терраса

V г - Южно-Каспийская глубоководная котловина

V г1- Область унаследованной субдукции (дайвинга)

V д - Огурчинская степень

V е - Чикишляр-Ферсмановская зона поднятий

V ж - Сложный вал Абиха

V з - Кызыл-Кумский прогиб

СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.

ю

Эльбурс

Ходжакулиев

Огурчи Челекен

Рг - Мг

Мг - N

Мг - N

Рг - Мг

Рг - Мг

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

Бахар Шах-Дениз „ Д„(Гусейнов) Инглаб

Д8(Джалил-

Биби-Эйбат Асылы Мамедкулизаде) Туркменбаши

Зап. Эрдекли

В

Огурчи

Гограньдаг

Условные обозначения:

стратиграфические границы залежи УВ открытые

----залежи УВ прогнозируемые

граница фундамента

X —^ поверхность Мохоровичича

------- разломы

Мг - N период формирования рифтовой системы

(возраст магматических пород)

60 30 0 30 60 90 120 км

СО

СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ 2010 Г.

Однако аномально большие мощности отложений плиоцен-четвертичного возраста, сопровождающие резкое погружение впадины, позволяют присоединиться к точке зрения о молодом позднекайнозойском возрасте развития рифтовых зон, обусловленных активизацией тектонических движений в данный отрезок времени.

В общем плане Южно-Каспийская область прогибания представляет собой систему блоков, ступенчато погружающихся от горного обрамления к центру современной впадины Южного Каспия. Такое блоковое строение региона и определило ее тектоническое районирование. Характер тектонических процессов, генезис, морфология и взаимное расположение отдельных структурных элементов впадины во многом связаны с историей и развитием глубинных разломов.

Одной из особенностей Южно-Каспийской области является широкое развитие зон и систем глубинных разломов, по которым одновременно с воздыманием окружающих ее горных складчатых сооружений происходило быстрое и устойчивое прогибание смежных районов. Это привело к накоплению колоссальной по мощности толщи осадочных пород - от 20-25 до 28 км (по П.З. Мамедову, 2003), особенно неоген-постплиоценовых отложений, которые наращиваются от краевых частей впадины к центру от 1500-3000 до 10 000 м.

В пределах Южно-Каспийской области можно выделить две различные по своему тектоническому строению части.

Наиболее сложнопостроенный прибортовой пояс сильно дислоцированных складок окаймляет окраинные части области. Внутренняя ее часть (собственно Южно-Каспийская впадина) характеризуется более спокойной тектоникой.

Отличительной особенностью прибортовой зоны является распространение четко выраженных, брахиантиклинальных складок значительной амплитуды (до 2-3 км), осложненных серией многочисленных дизъюнктивных нарушений сбросового характера.

В частности, прибортовую зону в Западной Туркмении образуют Прибалханский и Гограньдаг-Окаремский пояса складок. Прибалханский пояс складок вместе с протягивающимися ему навстречу складками Апшеронского порога характеризуется западно-северо-западным простиранием.

В направлении от прибортового пояса сильно дислоцированных складок к центру области, при общем ступенчатом погружении ее пород происходит постепенное ослабление дислоцированности отложений. Здесь появляются структуры иного типа, чем в прибортовом поясе. Это более спокойные, изометрической формы пологие складки значительных размеров. Амплитуды их - не более 300-500 м. Внутренняя депрессия сейсмична, что также резко отличает ее от зон прибортового обрамления.

Глубинное строение этой области еще мало изучено. Ю.Н. Годин (1958) рассматривал внутреннюю область Южного Каспия как срединный массив, которому в современном структурном плане соответствует наложенная неоген-антропогеновая впадина. В.В. Федынский (1972) относил эту область к океанической депрессии, в которой «гранитный» слой отсутствует. Аналогичной точки зрения придерживается и Д.А. Астафьев [2], объясняющий отсутствие этого слоя с позиций современных концепций бассейногенеза и глубинной геодинамики в связи с дайвинг-рифтогенной деструкцией, свойственной всем молодым бассейнам. Южно-Каспийская впадина входит в число тех немногочисленных бассейнов, которые характеризуются практически полным набором литотипов осадочных пород (терригенных, карбонатных, галогенных и пр.) большой мощности (>20 км), интенсивным вулканизмом, обильными нефтегазопровлениями и высокой плотностью запасов открытых нефтяных и газовых месторождений, что выдвигает его в качестве одного из важнейших нефтегазодобывающих регионов мира.

Одним из перспективных направлений наращивания промышленных запасов углеводородов на территории бассейна является восточный - Туркменский сектор акватории. В его пределах выделяются: Туркменская структурная терраса, осложненная Огурчинской ступенью, и центральная зона Южно-Каспийской складчатости, в состав которой входят Чикишляр-Ферсмановская и Вебер-Западная группы поднятий преимущественно северо-западного (субширотного) простирания.

Граница Туркменской структурной террасы на востоке проходит по флексуре, обусловленной региональным высокоамплитудным (до 1 км) разломом меридионального направления. На западе она фиксируется крупным уступом амплитудой до 1,5 км, являющимся отрезком протяженной Восточно-Каспийской флексуры.

Характерной особенностью строения Туркменской террасы является наличие в ее северовосточном углу глубокопогруженной (относительно прилегающих участков) Кызылкумской мульды треугольной формы с вершиной в зоне смыкания Прибалханской и Гограньдаг-Окаремской складчатых систем. Эта мульда хорошо выражена морфологически. В ней, по данным сейсморазведки, мощность осадков плиоценового и четвертичного возраста достигает 7500 м, а кровля верхних красноц-ветов, по данным скв. 2-Узун-Ада, залегает на глубине 4050 м, что по разным оценкам на 735-1008 м ниже, чем в скв. 2-Огурчи, и на 1112-1080 м (2938 м - по данным Туркменнефть, и 2970 м - по данным ИГиРГИ) ниже, чем в скв. 1-3-Эрдекли. Это обстоятельство, независимо от определенных расхождений в оценке глубин кровли красноцветной толщи, весьма важно, поскольку подтверждает наличие северо-восточного крутого склона Огурчинской ступени в современном структурном плане. Эта особенность при наличии общего регионального погружения Огурчинского блока на юго-запад в сторону центральной части впадины делает его северо-восточную приподнятую окраину с расположенными здесь Огурчинским, Западно-Эрдеклинским и другими локальными поднятиями весьма привлекательной для поисков залежей нефти и газа.

Огурчинская и Западно-Эрдеклинская складки на структурных картах по отражающим горизонтам, приуроченным к кровельной, срединной и нижней частям красноцветной толщи среднего плиоцена, имеют размеры 35^15 и 40^15 км при амплитудах 200 и 150 м соответственно. Они сохраняют свою конфигурацию и размерность до подошвы красноцветной толщи.

Огурчинская структура по длинной оси асимметрична, сводовая часть смещена в западную половину структуры, в результате чего западная переклиналь крутая, а восточная - пологая. Северное крыло Огурчинской структуры переходит в желобообразный прогиб, ответвляющийся от Кызылкумского прогиба на северо-востоке, а южное крыло осложнено небольшим структурным носом, переходящим в седловину между Огурчинским и Западно-Эрдеклинским поднятиями.

Западно-Эрдеклинская структура практически симметрична по длинной и короткой осям. С Огурчинским поднятием она кулисообразно сочленяется через северную седловину.

Северное крыло и восточная переклиналь Западно-Эрдеклинской структуры переходят в южный и западный борта Кызылкумского прогиба.

Другие структурные осложнения Огурчинской ступени по площадным размерам существенно уступают Огурчинской и Западно-Эрдеклинской площадям, что объясняется увеличивающимся наклоном слоев в западном и южном направлениях. Однако и здесь имеются объекты, заслуживающие пристального внимания, в частности Южная Огурчи, Северный Окарем, Западный Окарем и Камышлджа-море, находящиеся вблизи исследуемой территории.

Кроме того, определенный поисковый интерес представляет цепочка разноразмерных приразломных структур Чикишляр-Ферсмановской-Вебер-западной полосы поднятий, осложняющая югозападный борт Туркменской структурной террасы на глубинах моря порядка 50 м.

Западно-Туркменская впадина, включая акваторию туркменского шельфа, относится к одному из старейших нефтегазоносных районов. К настоящему времени здесь открыто более 30 месторождений нефти и газа, промышленная нефтегазоносность которых связана в основном с плиоценовыми терригенными отложениями апшеронского, акчагыльского ярусов, верхней и нижней частей красноцветной толщи и, в меньшей степени, с верхними горизонтами подстилающих красноцветную толщу образований.

Основным региональным нетегазоносным комплексом, содержащим подавляющее количество разведанных запасов нефти и газа, является красноцветная толща среднего плиоцена. Эти запасы сконцентрированы главным образом в Прибалханской и Гограньдаг-Окаремской зонах поднятий на месторождениях Челекен, Котур-Тепе, Барсагельмес, Бурун, Гограньдаг, Окарем и др. Все месторождения многопластовые, залежи нефти и газа (всего более 600) приурочены к песчано-глинистым пластам. Наиболее крупные месторождения приурочены к разрезу с глинистостью 40-60 %. Некоторые залежи открыты при отрицательной диагностике пластов прямыми методами (Акпатлаух, Эрдекли), часть залежей, возможно, приурочена к трещиноватым и разуплотненным пропласткам глин и мергелей в условиях аномально высокого пластового давления (Кеймир).

Нефти - нафтеново-метановые и метаново-нафтеновые, их плотность меняется в пределах 0,85-

0,91 г/см3, содержание серы - не более 0,4 %, газовый конденсат присутствует во многих залежах.

Свободные газы месторождений в нижних красноцветах - метановые - с незначительным количеством углекислоты и азота. Содержание СО2 варьирует от 0,20-0,25 (Котур-Тепе и Куйджик) до 0,60 % (Камышлджа и Барса-Гельмес). Содержание N изменяется от 0,20-0,48 (Куйджик и Камышлджа) до 1,40-1,47 % (Окарем и Котур-Тепе) (В.Г. Васильев, И.П. Жабрев, 1975).

Залежи - пластовые, сводовые, тектонически, литологически экранированные; по характеру насыщения - нефтяные, нефтегазовые, газонефтяные, газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные, что связывается как с тектоническими и литологическими факторами, так и с термодинамическими условиями недр.

Отложения среднего плиоцена развиты в основном в Южно-Каспийской впадине. Мощность их увеличивается от бортов впадины к ее центру, достигая 4000-5000 м. Глубина залегания кровли среднего плиоцена в прибортовом обрамлении не превышает 1000-1200 м, а во внутренней области впадины достигает 6000 км и более.

Коллекторами нефти и газа являются песчано-алевритовые породы с высокими фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС), пористость их в среднем - 18-22 %, проницаемость - 0,005-0,3 мд.

Наиболее высокой нефтегазонасыщенностью характеризуется красноцветная толща Прибал-ханского района, где сконцентрирована значительная часть начальных суммарных ресурсов нефти и газа (более 60 %) Юго-Западной Туркмении.

Все выявленные месторождения многопластовые и отличаются большим этажом нефтегазонос-ности (Челекен, Котур-Тепе и др.). Высота отдельных залежей достигает 1500-1800 м.

В сторону регионального погружения пластов нефтяные залежи сменяются газонефтяными и далее газоконденсатными. Характер распределения нефти и газа во впадине показывает, что основные разведанные запасы нефти (около 80 %) сконцентрированы на глубинах до 2500 м, что связано с продуктивными горизонтами верхнекрасноцветной толщи акчагыльского и апшеронского ярусов. Свыше 75 % выявленных запасов газа сосредоточены на глубинах ниже 2500 м и приурочены, главным образом, к нижнекрасноцветной толще пород среднего плиоцена. Однако благодаря работам последних лет установлено наличие залежей нефти на глубине 5200 м и нефтегазоконденса-та - на глубине 6080 м. Степень разведанности глубоких горизонтов (ниже 4-5 км) остается низкой.

Что касается отложений палеоген-миоцена и мезозоя, то на туркменском шельфе Южного Каспия они залегают на больших глубинах (более 7000 м) и в настоящее время поискового интереса не представляют. Здесь основными породами - коллекторами - являются красноцветные отложения нижнего и среднего плиоцена, представленные мелководными морскими отложениями и осадками речных долин с высоким содержанием песчаных фракций. Их пористость варьирует в пределах 12-24 %, а проницаемость достигает 150 мд. Наиболее мощный песчаный пласт VIII, содержащий углеводороды, приурочен к верхней части нижних красноцветов. Он вскрыт скв. 6, 12-Ливанов и т.д. Кровельный горизонт нижнекрасноцветной толщи представлен глинами, которые и являются покрышкой для пластов, содержащих углеводороды. Вышезалегающие отложения верхнекрасноцветной толщи характеризуются большой глинизацией и вместе с отложениями акчагыльского яруса, представленного в основном морскими глинами, являются региональной покрышкой.

Южно-Каспийская впадина - уникальный, не имеющий аналогов на Земле по скорости погружения коромантийного вещества (около 2,0 км/млн лет) нефтегазоносный бассейн с интенсивной генерацией, латеральной и вертикальной миграцией углеводородов (УВ). Причинами столь высоких скоростей погружения (дайвинга), как выяснилось по результатам изучения глубинного строения осадочных бассейнов Земли [2], является активный плиоцен-четвертичный рифтогенез в ЮжноКаспийской депрессии. Современные границы рифтогенеза - это наиболее глубоководные области Южного Каспия. Этот рифтогенез является латентным [1], вероятно, унаследованным и во многом совпадает с контурами рифтогенных впадин доплиоценового возраста. Следствием этого тектоно-геодинамического процесса является осадконакопление, не компенсирующее погружение коромантийных блоков как внутри рифтов, так и на склонах надрифтовых депрессий и межрифтовых гипсометрически приподнятых блоков в связи со значительными углами падения поверхности седиментации. Кроме того, в процессе погружения происходит переформирование ранее существовавшей макроструктуры доплиоценовых осадочных комплексов, фундамента и конседиментационное формирование современных структурно-тектонических элементов плиоцен-четвертичного возраста.

Структурная карта (по кровле нижнекрасноцветной толщи)

Прогнозный геологический разрез нижнекрасноцветной толщи

О

изогипсы отражающего горизонта, м

ожидаемый контур нефте газоносности

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

газонасыщенныи

пласт

нефтенасы щенн ый пласт

глинистый пласт

Рис. 4. Обобщенная модель прогнозируемых месторождений в нижнекрасноцветной толще сводовой части

Огурчинской ступени

средний плиоцен

Рис. 5. Схематический разрез месторождения Шах-Дениз (по материалам ОАО «ТНК-BP Холдинг»)

В этих условиях современный очаг генерации УВ, охватывающий практически весь осадочный бассейн, в плиоценовой толще и доплиоценовом комплексе продолжает активно функционировать и в настоящее время, обеспечивая формирование всех известных здесь месторождений УВ. В связи с этим все ловушки УВ региона заполнены до предела, а разрушение залежей за счет вертикальной и боковой миграции по разломам компенсируется подтоками новых порций УВ. Об этом свидетельствуют известные тектонически сильно нарушенные месторождения УВ как в азербайджанской, так и в туркменской частях единого осадочного бассейна, ловушки которого остаются заполненными даже при условии периодического выброса газа на поверхность (например, на месторождении Локбатан и др.). Изменение фазового состава углеводородных флюидов в залежах происходит непредсказуемо - от чисто газовых, газоконденсатных, газонефтяных, газоконденсатнонефтяных до нефтяных, что свидетельствует о хаотической подпитке в настоящее время известных здесь месторождений УВ.

Перспективы нефтегазоносности туркменской части шельфа незначительно уступают по тектоно-геодинамическим, литолого-фациальным, геохимическим, геотермическим и другим критериям азербайджанскому сектору Южно-Каспийской впадины. Очевидно, в гипоцентре прогибания Южно-Каспийской впадины будут также высокоперспективны все структуры вплоть до тектонических элементов второго порядка, так как осадочная толща и коллекторы этого мощнейшего очага генерации УВ не уплотнены, несмотря на большие глубины, которые только способствуют интенсивному выжиманию рассеянных УВ в пласты-коллекторы и миграции их в тут же расположенные ловушки.

Учитывая установленные предпосылки нефтегазоносности, в восточной части ЮжноКаспийской впадины целесообразно любые типы ловушек УВ после детализации сейсморазведкой 3Б, при достаточных их размерах, даже на больших глубинах (5-7 тыс. м) подвергать проверке бурением поисковых скважин.

Обобщенный пример прогнозируемых многозалежных месторождений углеводородов в вершинной части Огурчинской ступени показан на рис. 4.

Такой априорный образ месторождения (предполагаются и дизъюнктивные нарушения) получен в результате изучения месторождений-аналогов в Апшероно-Прибалханской и Гограньдаг-Окаремской зонах нефтегазонакопления. Сделанный прогноз протестирован с высоким уровнем совпадения на опубликованных материалах по уникальному месторождению Шах-Дениз, где открыты пять залежей газоконденсата с нефтяной оторочкой в нижнеплиоценовой толще на глубинах 6300-7000 м (рис. 5). Новые залежи предполагаются также в трех нижележащих пластах.

Список литературы

1. Глумов И.Ф. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря / Я.П. Маловиц-кий, А.А. Новиков, Б.В. Сенин. - М.: Недра - Бизнесцентр, 2004. - 342 с. - С. 8.

2. АстафьевД.А. Роль эндогенных планетарных процессов в формировании осадочных и нефтегазоносных бассейнов Земли / Д.А. Астафьев; отв. ред. А.Н. Дмитриевский, Б.М. Валяев // Генезис углеводородных флюидов и месторождений. - М.: ГЕОС, 2006. - С. 206-215.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.