Ближний и Средний Восток

Уникальное газонефтяное месторождение Пазанун открыто в 1961, приурочено к антиклинальной складке размером 8-10х50 км. Продуктивны известняки свиты Асмари, в которых выявлены две залежи: нефтяная с газовой шапкой и газовая. Высота этажа нефтегазоносности 1278 м, из которых 610 м приходится на газовую залежь. Начальные доказанные нефти на 1975 г. 475 млн.т, газа 1.4 трлн. м³ (спр. мест. 1976).

Газонефтяное месторождение Ага-Джари открыто в 1938 г. и приурочено к антиклинальной складке размером 6х60 км. Продуктивны известняки свиты Асмари и верхний мел. Запасы нефти 1.2 млрд. т и газа 263 млрд. м³ (спр. 1976 г). В середине 70-ых гг добыча составляла более 50 млн.т.

Северо-западнее рассмотренного ареала на территории Ирака выделяется Киркукский ареал зон НГН. Нефтегазоносны здесь известняки нижнего миоцена-эоцена, верхнего и нижнего мела. Антиклинальные зоны нефтегазонакопления представлены здесь узкими антиклинальными или брахиантиклинальными складками с широкими плоскими сводами и не очень крутыми крыльями в досреднемиоценовых породах. Более молодые отложения над сводами этих складок рассечены надвигами, по которым тектонические чешуи смещены на юго-запад. Ареал включает такие газонефтяные месторождения, как гигантское Киркук, крупнейшее Бий-Гассан и Джамбур.

Месторождение Киркук приурочено к антиклинальной складке размером 3-4х96 км и амплитудой 300-600 м, осложненной несколькими поднятиями и сбросами амплитудой до 180 м. На месторождении три залежи: верхняя наибольшая в известняках нижнего миоцена-эоцена и две немного меньшие по размерам в известняках верхнего и нижнего мела. Покрышками служат эвапориты свиты Фарс и пачки глинистых мергелей палеоцена и верхнего мела. Начальные доказанные запасы 2.18 млрд. т нефти и 79 млрд. м³ (спр. 1976 г.). В середине 70-ых гг. добыча составляла 45.5 млн.т.

На юго-востоке Ирана, на внутреннем борту Месопотамского прогиба, выделяется Бушир-Кешминский ареал газонакопления. Здесь выявлена большая группа чисто газовых месторождений Ирана (Кенган, Парс, Далан и др.) представленных брахиантиклинальными складками. Они заключают на глубинах около 3 км пластовые сводовые залежи в пермских известняках…….. перекрытых мощными высокопластичными ангидритами. На некоторых месторождениях газовые скопления достигают огромных размеров (Кенган 7-8 трлн. , Парс- 2,5 трлн. )

Газовое месторождение Кенган находится в южном Иране и приурочено к антиклинальной складке, осложнено сбросами с широким сводом (до 12 км) и амплитудой 1500 м. Продуктивные карбонатные отложения верхней перми толщиной 915 м на глубине 2900м. В разрезе выделяется несколько газонасыщенных горизонтов. Коллекторы трещинного типа, залежи пластовые сводовые.

В пределах внешней зоны Загроса выявлено несколько нефтяных месторождений (Шуром, Дудроу и др.) на которых продуктивна турон – альбская карбонатная толща.

За пределами рассмотренных ареалов зон НГН открыто самое крупное (по запасам газа) месторождение мира Северное (Поле)- Южный Парс в центральной части Персидского залива. По современным представлениям оно приурочено к Катарскому валу, простирающемуся на 160км от северо- восточного побережья Катара в территориальные воды Ирана. Часть месторождения находящаяся в водах Катара носит название Северное (Северный купол, Северное поле) и открыто было в 1971г , а часть месторождения в водах Ирана- Южный Парс. Разделены они разломом (Запивалов, 2009, Терентьев, 2011). Скопления углеводородов выявлены в меловых, юрских и нижний триас-верхнепермских отложениях. Меловые и юрские известняки нефтеносны, а известняки и доломиты свиты Хуфф (нижний триас-верхняя пермь) газоносны. Они образуют четыре газоносных горизонта. Наибольшей продуктивностью отличается самый нижний (верхнепермский горизонт). Коллекторы порово-трещинные с пористостью до 30% и проницаемостью 1200- 8000 мД (Русский, 2010). Из других источников следует, что на Северном куполе продуктивны верхнемеловые, а на Южном Парсе триасовые отложения (Запивалов, 2009). Некоторые исследователи в составе Северного месторождения выделяют самостоятельные нефтяные месторождения: Эш- Шахин и Бул- Хамайн. (Терентьев, 2011). Неоднозначно оцениваются и запасы. По одним источникам общие запасы оцениваются в 20-25 трлн. газа и 4,5 млрд.т. нефти (Запивалов, 2009), по другим данным общие запасы составляют 28 трлн. газа и 7 млрд.т нефти (Терентьев, 2011),при этом на Южном Парсе - 14,2 трлн. газа и 27 млрд.т нефти (Терентьев, 2011, Андрианов, 2012), на Северном поле 13,8 трлн. газа и 4,3 млрд.т. нефти (Терентьев). Добыча газа на Северном поле в 2006 г составила 25 млрд. и нефти 12 млн.т. На Южном Парсе 23 млрд. газа и 5,1 млн.т. нефти (Терентьев, 2011). В 2011г Южный Парс дал 105 млрд. газа (Мишин, 2012).

Центральноиранский нефтегазоносный бассейн.

Бассейн расположен в центральной части Северного Ирана, в пределах Иранского нагорья на месте крупной межгорной впадины, сформировавшейся на цоколе срединного массива. В современном структурном плане бассейн со всех сторон окружен складчатыми сооружениями Эльбурса, Тебес и выступами допалеозойского фундамента. Длина впадины 550 км, ширина 150- 450 км. Чехол, залегающий на дорифейском фундаменте сложен мезозойско-кайнозойскими, палеозойскими и вендскими отложениями максимальной мощностью 10-12км. В разрезе установлены многочисленные перерывы. Отложения, формирующие бассейн, наиболее изучены в верхней части и включают три литолого-стратиграфических комплекса: нижний красноцветно- эвапоритовый (эоцен- нижний олигоцен), средний преимущественно карбонатный (средний олигоцен- нижний миоцен) и верхний красноцветно- эвапоритовый (средний-верхний миоцен - плиоцен). Общая мощность этих комплексов 5,5- 6,5 км.

Осадочные отложения дислоцированы весьма неравномерно. Районы распространения крутых складок сменяются участками более спокойного залегания слоев осадочного чехла.

На западе, юго-западе преобладают крупные брахиантиклинальные структуры, асимметричные и симметричные, нарушенные сбросами.

Продуктивным комплексом является свита Кум (Ком), (олигоцен-нижний миоцен), сложенная мергелями , известняками, ангидритами, песчаниками, туфогенными породами.

Нефть, газ, конденсат содержатся в карбонатных породах. Мощность их достигает 300- 625 м, пористость 4-10 %, проницаемость повышается в трещиноватых известняках. Покрышкой для залежей служат ангидриты. Промышленные месторождения в бассейне расположены в юго-западной его части. Залежи нефтяные и газоконденсатные. Месторождения: газонефтяное Эльбурс, газоконденсатное Саредже. Залежи пластовые сводовые, характеризуются высокими пластовыми давлениями.

Перспективна и северо-восточная часть бассейна, где мощность свиты Кум достигает 800 м, выявлены многочисленные складки, отмечено проявление соляной тектоники.

Начальные потенциальные ресурсы бассейна оцениваются в 5,7 млрд.т. Доля газообразных углеводородов составляет 32% (И. Мазур. А. Лобов, 2004).