книги из ГПНТБ / Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР

ками и алевритами с редкими прослоями глин. Пористость эффек­ тивная песчаных разностей составляет 30%, проницаемость 1000— 1500 миллидарси. Для III горизонта характерным является рез­ кое изменение мощности коллекторов по площади, общая мощность пород пласта изменяется от 0 до 124 м.

Газовая залежь II понтического горизонта связана с пластовой сводовой, частично литологически ограниченной ловушкой. Этаж газоносности составляет 80 м. Породы пласта представлены чере­ дованием алевритов, алевролитов и глин. Породы-коллекторы характеризуются эффективной пористостью 25—30% и проница­ емостью 800 миллидарси (М. В. Фейгин, 1965).

Газовая залежь I понтического горизонта приурочена к пласто­ вой сводовой, частично ограниченной ловушке и расположена на Анастасиевской площади. Породами-коллекторами являются алев­ риты и алевролиты, которые залегают в пласте, чередуясь с гли­ нами. Коллекторские свойства проницаемых пород весьма благо­ приятные, эффективная пористость 22% и проницаемость 700 мил­ лидарси. Зона максимальных значений эффективной мощности коллекторов (до 10 м) проходит от северного крыла поперек струк­ туры. В направлении южного крыла и Троицкой площади происхо­ дит замещение пород-коллекторов глинами, и горизонт выклини­ вается.

К северу от Анастасиевско-Троицкого газонефтяного месторо­ ждения выявлены три небольших газовых месторождения — Славяновское, Фрунзенское, Гривенское и к западу — небольшое ЗападноАнастасиевское газонефтяное месторождение. Все продуктивные залежи этих месторождений приурочены к мэотическим и понтическим отложениям. Западнее, в той же тектонической зоне, раз­ ведывается Курганское газонефтяное месторождение с продуктив­ ными горизонтами в мэотисе, караганском и чокракском гори­ зонтах.

С палеогеновыми и неогеновыми отложениями южного борта Западно-Кубанского прогиба связаны в основном нефтяные место­ рождения. Месторождение Зыбза известно залежами тяжелой нефти, приуроченными к миоценовым отложениям (чокрак, караган и сармат). Продуктивные горизонты имеют моноклинальное строе­ ние с наклоном в северном направлении под углом до 35°. С севера залежь нефти подпирается краевой водой, а на юге коллекторы выклиниваются. На месторождении было выделено девять продук­ тивных горизонтов. Однако позднее выяснилось, что они сообщаются друг с другом. Коллекторы представлены алевролитами, песчани­ ками, доломитами, мергелями, доломитизированными мергелями и брекчией. Породы-коллекторы характеризуются преимущественно линзовидным строением и расчленяются прослоями глин и плотных пород. Коллекторы, кроме обычных гранулярных пор, имеют тре­ щины и каверны, способствующие высокой продуктивности скважин. Проницаемость образцов керна 12—150 миллидарси и пористость 17-22% .

Терско-Дагестанская провинция включает зону передовой склад­ чатости Северо-ВосточногоКавказа, геосинклинальный склон ТерскоКасдийского передового прогиба и Кусаро-Дивичинский прогиб.

В пределах провинции известны многочисленные нефтепроявления в третичных отложениях. Открыты крупные залежи нефти и газа в меловых отложениях. В Терско-Дагестанской провинции выделяются две нефтегазоносные области: Терско-Сунженская и Да­ гестанская. В Терско-Сунженской области расположены наиболее крупные месторождения нефти с залежами в мезозойских и чок- рак-караганских отложениях, залежи в последних почти вырабо­ таны. В Дагестанской области нефтегазоносны мезозойские, палео­ геновые и чокракские отложения.

Нефтяные месторождения Терско-Сунженской нефтегазоносной области приурочены к южному складчатому борту Терско-Каспий­ ского прогиба, в пределах которого выделяется ряд линейно вытя­ нутых антиклинальных и синклинальных складок, объединяющихся в тектонические зоны общекавказского простирания.

Нефтяные месторождения в мезозое выявлены в пределах Терского

иСунженского антиклинориев. Крупнейшие месторождения свя­ заны с Терским антиклинорием — поднятия Малгобек-Вознесен- ское, Эльдаровское, Хаян-Кортовское и Гудермесское. В пределах Сунженского антиклинория месторождения приурочены к подня­ тиям Заманкульскому, Карабулак-Ачалукскому, Старогрозненскому

иОктябрьскому. Наибольшие скопления нефти заключены в мааст­ рихтском ярусе, а несколько меньше в кампанском и сантонском.

Верхнемеловой комплекс отложений представлен толщей карбо­ натных пород, сложенной известняками с подчиненным количеством обломочных карбонатных пород, мергелей и глин.

Промышленные притоки нефти на Карабулакско-Ачалукском ме­ сторождении получены из верхнемеловых отложений, представлен­ ных плотными трещиноватыми известняками общей мощностью 240—330 м. Известняки содержат редкие и тонкие прослои глин. По кровле верхнего мела прослеживается брахиантиклинальная асимметричная складка длиной до 26 км, направление ее ЗСЗ—ВЮВ.

Керны известняков верхнего мела на Карабулакско-Ачалук- ской площади обладают малой открытой иористостью (от 1 до 8%) и проницаемостью, не превышающей 0,075 миллидарси.

Данные исследования плотных известняков без учета трещино­ ватости не отражают их коллекторских свойств. Примеры погло­ щения глинистого раствора и даже провал инструмента на глубину до 1—1,5 м в процессе бурения на Карабулакско-Ачалукской струк­ туре указывают на развитие в этих породах не только трещино­ ватости, но и каверн.

При рассмотрении методики разработки верхнемеловой извест­ няковой толщи Карабулак-Ачалукского месторождения в 1961 г. были приняты следующие значения параметров трещиноватости для пород кровли верхнего мела: трещинная пористость 0,09%, раскрытость трещин 23 мк, расстояние между трещинами 3,2 мм и трещинная проницаемость 85 миллидарси. Для пород подошвы карбонатной толщи трещинная пористость 0,013%, трещинная про­ ницаемость 1,1 миллидарси, раскрытость трещин 10 мк и расстояние между трещинами 7,1 мм.

П. П. Лысенков (1965) связывает изменение тектонической тре­ щиноватости верхнемеловых отложений в пределах складок со степенью деформации пород, являющейся производной от величины кривизны поверхности отложений. В связи с этим рассчитанная средняя трещинная емкость маастрихтских отложений составляет для площадей Заманкул, Карабулак-Ачалуки, Малгобек-Вознесенка

применив приближенный метод оценки, основанный на падении пластового давления в процессе опытной эксплуатации скважин. Одновременно с этим был вычислен коэффициент трещиноватости (нефтенасыщения), который оказался равным 0,47—1,79%. Этот жѳ коэффициент, вычисленный по геофизическим данным, колеблется от 0,03 до 4%. Характеристика трешинных коллекторов приводится

В.Н. Майдебором (1967).

Кприближенным промыслово-геофизическим методам оценки параметров трещиноватых пород верхнего мела, необходимых для подсчетов запасов нефти, а также для разработки месторождений Чечено-Ингушетии, относится комплексный метод, основанный на совместной интерпретации данных БКЗ, радиоактивного каротажа (НГК, ГК), кавернометрии и материалов анализа керна.

Густота трещин зависит от степени окремнения и содержания нерастворимого остатка в известняках, а также от их структуры. Л. II. Гмид (1963) указывает, что наличие глинистого вещества бейделлитового и монтмориллонитового состава в нерастворимом остатке верхнемеловых известняков Карабулак-Ачалукского место­ рождения сказалось на увеличении в них трещиноватости и вторич­ ной пористости.

По данным Е. С. Парамоновой (1970), верхнемеловой разрез состоит из плотных разностей карбонатных пород, представленных в основном биохемогенными известняками с подчиненным коли­ чеством биоморфных и органогенно-детритовых разновидностей, переслаивающихся с обломочными переотложенными карбонатными породами: брекчиями, гравелитами и песчаниками.

Плотные разности известняков коллекторскими свойствами в мат­

известняками, могут быть проницаемы при наличии системы открытых трещин.

в основном рыхлыми разновидностями и характеризуются высокими коллекторскими свойствами: открытая пористость изменяется от 19 до 32%, а проницаемость от 57 до 246 миллидарси.

По В. А. Станулису (1963, 1966), разрез мезозоя КабардиноБалкарии по преобладающим типам коллекторов подразделен на четыре литолого-статиграфических комплекса, в двух из которых (нижняя юра — келловей и готерив — альб) развиты гранулярные песчано-алевритовые, а в двух других (верхняя юра — валанжин и верхний мел) — трещинные карбонатные коллекторы.

Песчано-алевритовые пласты и пачки в нижнеюрско-келловей- ском и верхнеюрско-валанжинском комплексах относятся к це­ ментно-поровой и реликтово-поровой группам и отвечают коллек­ торам V—VI классов (А. А. Ханин, 1969). Лишь в байосском ярусе

сах отдельные пласты песчано-алевритовых пород соответствуют коллекторам I—II классов. При опробовании гранулярных кол­ лекторов нижнего мела в скважинах, пробуренных на моноклинали, максимальные притоки пластовых вод колебались от 70 (готеривский ярус) до 3600 м3/сут (апт — альб).

В верхнеюрско-валанжинском и верхнемеловом карбонатных комплексах наиболее широко развиты смешанные трещинно-порово- кавѳрнозные и трещинно-каверново-поровые коллекторы. Их эффе­ ктивная емкость достигает нескольких процентов при резко выра­ женной анизотропии проницаемости, изменяющейся от нуля до сотен и тысяч миллидарси. По-видимому, в связи с этим дебиты скважин, пробуренных в различных структурных условиях, колеб­ лются в широких пределах.

Роль пород-покрышек в разрезах мезозоя выполняют пласты и пачки глин и аргиллитов в терригенных комплексах юры и мела, пласты и пачки соленосно-сульфатных, глинисто-алевритовых и высокопластичных карбонатных пород в отложениях верхней юры — валанжина и верхнего мела. К покрышкам, пользующимся регио­ нальным распространением, относятся сульфатно-соленосная толща титона, глинисто-алевритовая пачка в основании валанжина, карбо­ натно-сульфатная пачка валанжина, глинисто-алевритовая пачка в основании готерива, глинистая толща среднего — верхнего альба, мощная мергельно-глинистая толща палеогена — нижнего ми­ оцена. Наиболее высокими защитными свойствами обладают по­

крышки, сложенные высокопластичными соленосно-сульфатными по­ родами, а также мощная толща глин и мергелей палеогена — ниж­ него миоцена.

Наибольший практический интерес для поисков тектонически экранированных залежей представляют литолого-стратиграфические комплексы, расположенные ниже соленосно-сульфатных пластов

ипачек титона — валанжина.

Сучастками, примыкающими к разломам, особенно глубинным, связаны полосовидные зоны резкого изменения мощностей и литофаций, выклинивания и литолого-стратиграфического экраниро­ вания отдельных ярусов и отделов мезозоя, полосовидные зоны тектонически раздробленных пород (особенно карбонатных), окру­ женные водонепроницаемыми породами, зоны развития рифогенных фаций и т. д.

Вузлах пересечений, вдоль и над системами разломов и шовных

зон группируются в осадочном чехле антиклинальные поднятия

идругие пликативные дислокации, прослеживающиеся до различ­ ных стратиграфических уровней.

Для локальных антиклинальных поднятий, интенсивно дисло­ цированных (углы наклона крыльев складок свыше 15°) и ослож­ ненных дизъюнктивами в постмезозойское время, основные промыш­ ленные скопления нефти и газа В. А. Станулис связывает с верх­ ними литолого-стратиграфическими комплексами мезозоя (верхний

инижний мел), для слабодислоцированных структур (углы наклона

крыльев до 8—10°) — с нижними комплексами (юра — нижниймел), а на участках широкого развития соленосно-сульфатных толщ — преимущественно с подсоленосно-сульфатными отложениями юры.

На основании изучения мезозойских осадков Восточного Пред­ кавказья И. А. Конюхов (1958) выделяет песчано-алевритовые по­ роды, которые могут представлять интерес как коллекторы. Эти породы выделяются в нижне- и верхнеааленском, батском и байосском ярусах средней и нижней юры, в отложениях готерива, апта и альба нижнего мела. Наибольшее количество хорошо отсортиро­ ванных и малокарбонатных песчано-алевритовых пород нижнего мела приурочено к районам Центрального Дагестана и западным районам Восточного Предкавказья (Минераловодская зона). Реже они встречаются в районах южного Дагестана (Восточная и Запад­ ная антиклинальные зоны) и почти полностью отсутствуют на север­ ном склоне в районах Северо-Западного Дагестана и восточной часта Грозненской области. В результате анализа коллекторских свойств п »род и общей литологической характеристики И. А. Конюхов выделяет наилучшие коллекторские толщи (песчаники и алевролиты) в альбском и аптском ярусах, в меньшей степени в верхнебарремском подъярусе.

Придерживаясь классификации Л. В. Пустовалова, И. А. Ко­ нюхов и JI. А. Михайлова характеризуют песчано-алевритовые кол­ лекторы I и II классов (по Ф. А. Требину) изученного региона следующими признаками: а) величиной общей пористости больше

18%; б) содержанием глинистой фракции менее 10—12%; в) содер­ жанием карбонатного цемента менее 8% ; г) коэффициентом отсор­ тированное™ менее 4,5.

Наиболее перспективные по коллекторским свойствам песчано­ алевритовые породы, приуроченные к апту, нижнему альбу и верх­ нему баррему Дагестана, охватывают районы Восточной антикли­ нальной зоны (Дузлак, Берекей, Огни, Хош-Мензил) и районы Западной антиклинальной зоны (Балхас-Хундук, Губден и Селли). Породы-коллекторы юрского возраста И. А. Конюхов и Л. А. Ми­ хайлова относят в большинстве случаев к III классу (по Ф. А. Требину).

Средний размер зерен песчаных пород нижнего мела на террито­ рии Восточного Предкавказья, по И. А. Конюхову, составляет 0,10—0,15—0,20 мм. Наиболее широко развиты песчаники.

Для отложений нижнего мела характерно широкое распрост­ ранение плохо отсортированных разностей терригенных пород. По изменению средних диаметров частиц терригенных пород нижнего мела на территории Северного Кавказа и Предкавказья И. А. Коню­ хов выделяет восемь зон. Высокие значения диаметров частиц свя­ заны с узкой полосой предгорного прогиба Северо-Западного Кав­ каза.

В Дагестанской нефтегазоносной области (Предгорный Даге­ стан) выделяются две крупные тектонические зоны: зоны Даге­ станского клина и область третичных предгорий Южного Дагестана. В пределах третичных предгорий выделяются две антиклинальные зоны: Восточная и Западная. Восточная антиклинальная зона вклю­ чает поднятия Ачису, Избербаш, Берекей, Дузлак, Огни, Хошмензил, Западная — Аджиноур, Экендиль, Балхас—Хунук, Селли, Ганга. Для складок Восточной и Западной антиклинальных зон характерна линейная вытянутость и типичное брахиантиклинальное строение по верхнемеловым отложениям.

Формирование карбонатных пород верхнего мела происходило в условиях относительного тектонического покоя. Реконструкция седиментационного бассейна позволила В. А. Агамову (1968) выде­ лить три этапа в его развитии. Первый этап (сеноман—турон—коньяк) характеризуется нарастанием трансгрессии, второй (сацтон — камПан) — стабилизацией контуров бассейна, третий этап (Маастрихт— дат) регрессивный. Анализ геотектонического развития структур объясняет наличие коллекторов трещинного типа в Дагестане, незначительное распространение некоторых видов вторичных пу­ стот (каверн и карстовых образований), происхождение которых обусловлено вещественным составом пород, их трещиноватостью

идлительностью размыва.

ВПредгорном Дагестане верхний мел нефтегазоносен на боль­

шой территории. На площадях Селли, Гаша и Ачису установлены промышленные залежи нефти и газа. На разведочных площадях Махачкала и ПІамхал-Булак получены промышленные притоки газа.

Верхнемеловые и палеогеновые отложения в Предгорном Да­ гестане служат основным объектом для поисков залежей нефти и газа. Породы верхнего мела представлены преимущественно пелитоморфными крепкими известняками мощностью от 150 до 600 м. В палеогене встречены мергели и известняки. Мощность фораминиферовых слоев колеблется от 0 до 300 м. Коллекторы гранулярного типа в разрезе играют незначительную роль. Породы верхнего мела характеризуются средней пористостью 3% и проницаемостью 0,13 миллидарси.

В верхнемеловых породах Предгорного Дагестана наблюдаются гранулярные, биолитные, кавернозно-карстовые и трещинные поры. ■Самый широкий диапазон изменения и максимальные величины первичной пористости устанавливаются у известняков сферовых и фораминиферовых (от 2 до 14%). Наиболее низкими значениями характеризуются мергели (1—7%). Доминирующие в разрезе биохемогенные известняки имеют низкую емкость. Полная пористость колеблется от 2 до 8%, пористость открытая 1—3,5%, а средние величины соответственно составляют 3 и 1,5%. Для всех типов известняков характерно изолированное тупиковое строение пор, обусловливающее отсутствие межгранулярной проницаемости. Сколько-нибудь заметных изменений первичной пористости с глу­ биной по разрезу не отмечается, что объясняется сравнительно ранней консолидацией пород, исключающей даже незначительные уплотнения под действием геостатических нагрузок вышележащих толщ. Не установлены изменения первичной пористости для лито­ логически однородных разностей и по площади в пределах струк­ тур (В. А. Агамов, Ф. А. Рашкуева, 1966).

В. А. Агамовым (1968) показана возможность подсчета микро­ трещинной емкости по данным о физико-механических свойствах пород. Локальные структуры Восточной антиклинальной зоны, характеризующиеся большими параметрами дислоцированное™ и большими расчетными величинами трещиноватости, имеют и дебиты скважин значительно больше, чем скважины Западной зоны. Тол­ щам мощностью от 0,1 до 0,8 км и кривизной поверхности ІО-2— I 1 км соответствует трещиноватость 0,6—5%. Анализ других видов пустот в верхнемеловых отложениях Дагестана позволяет рассма­ тривать в качестве основной емкости коллектора локальную трещи­ новатость, обусловленную антиклинальным строением складки.

АПШЕРОНО-НИЖНЕКУРИНСКАЯ ПРОВИНЦИЯ

Ашпероно-Нижнекуринская провинция соответствует попереч­ ной впадине Юго-Восточного Кавказа. Она расположена в пределах Азербайджанской ССР и включает Апшеронский полуостров с при­ легающими к нему с востока и юга морскими участками, Кобыстан и Прикуринскую низменность. Группа островов и подводных банок окаймляет побережье, образуя Апшеронский архипелаг в восточной

части Апшерона и Бакинский архипелаг между Баку и Ленко­ ранью.

Развитие нефтедобычи в Азербайджане в последние годы все тес­ нее связывается с морскими нефтяными и газовыми месторождениями. Наиболее крупным морским районом является Апшеронский архи­ пелаг, месторождения которого дают почти 90% всей морской нефти

вреспублике. Здесь расположены месторождения Банка Дарвина*

о.Артема, Гюргяны-море, Южная, о. Жилой, Грязевая Сопка, Нефтяные Камни и ряд перспективных разведочных площадей..

щее 70% морской нефти, является уникальным не только в Азербай­ джане, но и в Советском Союзе.

В пределах юго-восточного погружения Большого Кавказа выделяются три самостоятельные нефтегазоносные области: При­ каспийско-Кубинская, Шемахино-Кобыстанская и Апшеронская. Каждая из приведенных областей отличается по тектоническому строению и перспективам нефтеносности.

Основные нефтяные и газовые ресурсы Азербайджана связаны с мощным комплексом песчано-глинистых отложений продуктивной толщи среднего плиоцена.

Перспективными для поисков нефти и газа являются мезозой­ ские отложения. Однако залегают они на значительных глубинах. Большой интерес при поисках мезозойской нефти и газа пред­ ставляют две зоны — Северный и Центральный Кобыстан. С целыо выяснения перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений многими исследователями проведено изучение их в зоне выходов и неглубокого залегания (А. Г. Алиев, В. П. Акаева, Г. А. Ахме­ д о в ^ . Д. Мазанов, И. А. Конюхов и др.). С юрскими отложениями связан ряд признаков нефтегазоносности в пределах главным обра­ зом Тфанского и Тенгинско-Бешбармакского антиклинориев. В При­ каспийско-Кубинской области при бурении некоторых скважин на площадях Ялама, Афурджа, Атачай, Кешчай в юрских отложе­ ниях были обнаружены нефтепроявления. На площади Бегимдаг выявлена нефтегазоносность в карбонатных породах неокома.

Песчаные и алевритовые породы Юго-Восточного Кавказа в основном относятся к плохо отсортированным образованиям полимиктового состава, в которых широко развиты процессы вторич­ ного минералообразования, в результате чего породы обладают низкой проницаемостью.

А. Г. Алиев и Г. А. Ахмедов (1958) и другие исследователи выделяют три зоны развития песчаных и алевритовых пород юры. Северо-восточная зона охватывает в основном территорию Южного Дагестана. В пределах зоны песчаные и алевритовые породы тоарского и байосского ярусов характеризуются пористостью от 3 до 30% и проницаемостью от 16 до 53 миллидарси.

В юго-западной зоне породами-коллекторами могут служить песчаные и алевролитовые породы аалена и байосса.

Породы юго-западной зоны в обнажениях в долинах рек Чагаджукчай, Атачай и других больше уплотнены, чем в первой зоне. Пористость их колеблется от 4 до 22%, проницаемость не превы­ шает 2 миллидарси. Породами-коллекторами могут служить аташкинские песчаники ааленского яруса, хиналугские песчаники байоса

икызылказминские песчаники титона.

Втретьей зоне, на южном склоне и Центральном поднятии Глав­ ного хребта, развиты песчаные и алевритовые породы юрского возраста, характеризующиеся высокой плотностью и метаморфиз­ мом. Общая пористость большинства песчано-алевритовых пород

не превышает 5%, проницаемость практически близка к нулю. При наличии трещин породы, залегающие в зоне прогиба на боль­ ших глубинах, могут обладать благоприятными коллекторскими свойствами.

Впределах юго-восточного погружения Большого Кавказа меловые отложения представлены мощным комплексом терригенных и карбонатных образований.

ВПрикаспийско-Кубанской области (Шураабад) наиболее крупные нефтегазопроявления отнесены к песчано-алевритовым отложениям альбского и аптского ярусов. Активные нефтегазо­ проявления на площадях Северного Кобыстана приурочены к терригенным и карбонатным отложениям баррема, сеномана, сантона, кампана и дата.

Вразрезе мела Юго-Восточного Кавказа А. Г. Алиев, Г. А. Ах­

медов и другие выделяют ряд горизонтов, породы которых могут рассматриваться как благоприятные коллекторы нефти и газа. К ним относят (снизу вверх) песчаники и алевролиты валанжина, готерива, баррема и апта; кюлюлинские песчаники и алевролиты верхнего альба, песчаные и алевролитовые прослои кемишдагской свиты сеномана; песчаные и алевритовые породы свиты кемчи верх­ него турона — коньяка; песчаные и алевритовые породы юнусдагской свиты сантона — нижнего кампана; песчаные и алевритовые породы агбурунской свиты верхнего кампана — Маастрихта и пес­ чано-алевритовые породы ильхидагской свиты датского яруса.

Наиболее высокими коллекторскими показателями характери­ зуются породы альба, в особенности верхней части альба — гори­ зонт кюлюлинских песчаников (мелко- и среднезернистые песчаники, алевролиты, пески, чередующиеся с глинами). Пористость кюлю­ линских песчаных пород изменяется от 2 до 40%, в основном от 5 до 35%; проницаемость, определенная по единичным образцам, достигает 300 миллидарси. Отдельные скопления нефти и газа в пре­ делах Азербайджана обнаружены в трещиноватых породах пло­ щадей Астраханка, Хильмили, Бегимдаг-Тегчай и др.

Основные залежи. нефти, обнаруженные в Азербайджане, отно­ сятся к третичным отложениям. Коллекторы третичных отложений

зорович, В. А. Горин, Ф. А. Требин, Н. В. Пашлы, П. П. Авдусин, И. И. Потапов, Э. А. Даидбекова, С. С. Аджалова, Г. И. Ос­ манова, Л. В. Минзберг, Л. А. Николаева, Э. Н. Алиханов, Н. И. Газиян, А. Л. Путкарадзе, В. С. Мелик-ГІашаев, А. Д. Султа­ нов, Г. К. Абдулаев, В. Т. Аванесов, А. А. Джавадов и другие) посвятили свои работы характеристике третичных пород-кол­ лекторов на отдельных месторождениях и в нефтегазоносных обла­ стях Азербайджана. Труды многих исследователей освещают гео­ логическое строение и перспективы нефтегазоносности этого региона

тиева, М. Ф. Мирчинка, В. В. Вебера, Б. К. Баба-Заде, А. А. АлиЗаде, А. Г. Дурмишьяна, Э. Н. Алиханова, С. А. Алиева и др.).

Геологией Апшеронского архипелага и сопредельных акваторий Каспийского моря долгие годы занимались Э. Н. Алиханов,

А.К. Алиев, А. М. Ахмедов, Л. А. Буряковский А. А. Геодекян,

3.И. Зейналов, М. К. Мамедов, В. С. Мелик-Пашаев, М. Ф. Мирчинк и др.

Образование осадочных пород в этой области происходило одно­ временно с опусканием дна бассейна и интенсивным размыванием горных хребтов Кавказа. С этим связаны большие мощности (6—7 км) третичных отложений, развитых на территории нефтеносных об­

ластей Азербайджана, пестрота минералогического состава пород, плохая отсортированность слагающего их обломочного материала.

Коллекторы приурочены к различным стратиграфическим интер­ валам разреза. В палеоцене и эоцене нефтеносных областей Азер­ байджана коллекторы нефти и газа отсутствуют. Отложения май­ копской свиты представлены главным образом глинистыми, песчано­ алевритовыми и грубообломочными образованиями.

В пределах развития майкопских отложений выделяются три круп­ ные зоны, характеризущиеся довольно мощными прослоями песчаных и алевритовых пород, с которыми в ряде случаев связаны промышлен­ ные залежи нефти и газа. Этими зонами являются ПрикаспийскоКубинская, Кобыстано-Шемахинская и Кировабадская области.

Мощности нижнего Майкопа в зоне третичной моноклинали колеблется в пределах 165—175 м, а в низменной части области она достигает 200—220 м. Нижний Майкоп представлен глинами

с частыми и тонкими прослоями песков и песчаников. Верхний Майкоп повсеместно представлен глинами. В нижней части разреза верхнего Майкопа в горизонте рики встречаются прослои песков и алевролитов. Мощность отложений верхнего Майкопа колеблется от 250 до 470 м.

Коллекторы майкопской свиты Прикаспийско-Кубанской об­ ласти представлены песчано-алевритовыми породами, залегающими в виде тонких (от долей сантиметра до 10—20 см) прослоев среди глин. По гранулометрическому составу породы-коллекторы отно­ сятся к алевритовым разностям, содержащим значительную при­ месь пелитовой фракции.