В регионально-тектоническом плане территория Армянской ССР - часть горной системы Антикавказа, входящая в состав Альпийской складчатой зоны. Она осложнена двумя крупными тектоническими нарушениями - Севано-Акеринским и Ереванским структурно-тектоническими швами. Первый из них контролирует Приереванский офиолитовый пояс, второй - Вединский. Швы делят территорию на три основные тектонические зоны (Сомхето-Кафанскую антиклинорную, Армянскую складчатую и Приараксинскую синклинорную), отличающиеся друг от друга геологическим строением и историей геологического развития.

В первой осадочный чехол сложен главным образом верхнемеловыми и юрскими породами; глубина фундамента колеблется от 0 до 6 км.

В пределах второй зоны выделяются две погруженные части. Одна совпадает с Севано-Акеринской тектонической зоной и включает Ленинаканскую, Спитакскую, Туманянскую, Дилижанскую и Присеванскую впадины, а также впадину оз. Севан и Мазринскую; осадочная толща здесь представлена меловыми, палеогеновыми и четвертичными породами при глубине фундамента 3-8 км. Другая, погруженная подзона включает Сабунчинскую, Фонтанскую и Вайодзорскую впадины. Первые две характеризуются мощной осадочной толщей, где только меловые и палеогеновые образования достигают 3-4 км. Осадочный чехол Вайодзорской впадины слагают палеозойские, меловые, палеогеновые и четвертичные породы при глубине фундамента от 3 до 8,5 км.

В районе Приараксинской синклинорной зоны между Тазагюхским и Урцским выступами фундамента расположена Арташатская впадина, где фундамент находится на глубине до 5-6 км; осадочный чехол представлен породами верхнего мела и палеогена. На юго-западе зоны выделяется сложно построенная межгорная Араратская впадина, разделяющаяся Паракар-Енгиджинским горстовым выступом фундамента на северо- и юго-восточную части, включающие соответственно Приереванский и Октемберянский прогибы.

Наиболее обширная геолого-геохимическая информация получена в Приараксинской синклинорной зоне, где в основном было сосредоточено поисково-разведочное бурение. Здесь к возможно нефтегазоносным относятся образования от мелового до миоценового возраста. Нефтегазопроявления в Араратской впадине отмечались почти по всему разрезу туронских известняков и частично в коньякских породах (1284-2090 м) в скв. 1 Карабахлар. Известно, что в Турции из турон-коньякских отложений ведется добыча нефти [4]. В Арташатском прогибе, по данным газового каротажа, в скв. 2 Мхчян зафиксировано высокое газопоказание в дат-палеоценовых отложениях (3020-4002 м). При проводке скважины в интервале 3768- 3775 м имело место интенсивное разгазирование бурового раствора с падением его плотности от 1,65 до 1,4 г/см³. Газопроявление в верхнемеловых отложениях было отмечено и при бурении скв. 1 Арташат.

В пределах Приереванского прогиба нефтегазопроявления в эоценовых образованиях были установлены на площадях Раздан (скв. 6-р, 11-р, 13-р, 14-р) и Шорахбюр (скв 31). Например, в скв. 11-р газопроявления в интервале 1486-1930 м зафиксированы на 10 различных гипсометрических уровнях, при этом по газовому каротажу отмечались высокие показания (до 4%). Глубинная проба воды, отобранная в интервале 1880-1864 м, характеризовалась высокой газонасыщенностью (988 см³/л) Давление насыщения растворенного газа составило 5,1 МПа, коэффициент газонасыщенности - 0,3. В этой же части разреза в скв. 13-р (1780-1810 м) после интенсивного разгазирования бурового раствора скважина перешла на открытое фонтанирование. То же произошло и при вскрытии интервала 1820-1827 м. Разгазирование бурового раствора было отмечено при бурении скв. 6-р (2020 м). Нефтепроявления (в виде нефтяных пленок в буровом растворе) зафиксированы при проводке скв. 31-р в диапазоне глубин от 720 до 1800 м [2], а образцы пород, отобранные в скв. 14-р в интервалах 1731-1734, 1881-1883, 2080-2082 м, отличались высокой битуминозностью.

Особо следует обратить внимание на нефтепроявления на Аванском солянокупольном месторождении, занимающем промежуточное положение между Шорахбюрской и Разданской сгруктурами [3]. Здесь нефть, как правило, появляется при бурении шпуров в хемогенных образованиях миоцена. Она содержит 97 % УВ и 3 % силикагелевых смол, метановая - Н/М фракции н. к. 200 °С 0,33. Среди УВ С₆ - С₈ 85,2 % составляют метановые, 2,7 % циклопентановые, 2,8 % циклогексановые и 9,3 % ароматические. В нефти присутствует 15,6% н-алканов С₁₀ -С₂₆ ( рис. 1 ). Интересно отметить преобладание нечетных (НЧ) алканов С₁₁, С₁₃ и C₁₅ над соседними четными. В общем балансе н-алканов 73 % приходится на УВ С₁₀ - С₁₅. Содержание изопреноидов равно 4,3 % при отношении фитан/пристан 0,78, т.е. нефть по классификации [5] относится к VII типу. В спиртобензольной вытяжке из терригенно-карбонатных пород, заполняющих тектонические нарушения, число атомов углерода в молекулах н-алканов возросло до 30, преобладают НЧ алканы, но уже состава С₂₁, С₂₃ и С₂₅, а отношение фитан/пристан равно 1,5. Очевидно, скопление легкой нефти в хемогенных образованиях связано с ее миграцией из окружающих терригенно-карбонатных образований.

Признаки нефтегазоносности установлены и в осадочном чехле Октемберянского прогиба. При опробовании опорной скв. 1 на Севабердской структуре из среднеэоценовых отложений (2623-2683 м) в водном растворе была получена нефтеподобная масса в виде шарообразных сгустков следующего состава, %: асфальтены 5,1, смолы бензольные 33,3, спиртобензольные 53,3 масла 8,3. В последних примерно 50 % составляли н-алканы с числом атомов углерода в молекуле более 20, а остальная часть представлена циклическими структурами. На Октемберянской площади в скв. 11 из интервала 2644-2985 м (средний - верхний эоцен) был поднят керн, в котором содержание Сорг равно 0,4-0,5 % при коэффициенте битуминозности 2-16. В тех же отложениях, вскрытых скв. 8-р на площади Ахурян, коэффициент битуминозности достигал 22,5.

Одним из возможных косвенных подтверждений продуктивности эоценовых отложений на территории АрмССР считаем открытие промышленных залежей нефти на месторождениях Мурадханлы (Западный Азербайджан) и Самгори-Патардзеули (Восточная Грузия). На первом из них нефтегазоносными оказались эффузивные породы верхнего мела, а также эоценовые и чокракские отложения [1]. Нефти (2830-4358 м), тяжелые (0,882- 0,930 г/см³), относятся к VIII и IX типам [5]. На втором месторождении основным продуктивным горизонтом является туфогенно-пирокластическая пачка среднего эоцена [7], сложенная, как и одноименные образования на территории АрмССР, туфами и туффитами с прослоями граувакковых и туфогенных песчаников, мергелей и аргиллитов. Исследованная нами нефть (скв. 7) имела плотность 0,825 г/см³, содержала, %: асфальтенов 0,7, силикагелевых смол 2, парафина 2,9. По групповому составу фракции н. к. 170 °С нефть - метаново-нафтенового типа (Н/М 0,73), - состоит из метановых (56,3 %), нафтеновых (42,3%) и ароматических (2,9%) УВ, относится к IX типу [5].

Признаки нефтегазоносности отмечены и в перекрывающих эоценовый комплекс отложениях, из которых были получены притоки газа как в процессе бурения, так и при опробовании. В большинстве скважин пробуренных на Октемберянской структуре, газопроявления наблюдались в породах октемберянской свиты. Так, в структурной скв. 17-к при забое 880 м было зафиксировано интенсивное газопроявление, перешедшее затем в свободное фонтанирование газом. С глубины 700 м началось газопроявление в скв. 47-к, которое при забое 930 м привело к выбросу бурового раствора с выделением густо-синего пламени газа. Подобное было при проводке скв. 46-к, 27-р и др. При опробовании горизонта в кровле нижней песчано-глинистой подсвиты октемберянской свиты в интервале 734- 754 м в скв. 13-р был получен приток газа с начальным дебитом 45 тыс. м³/сут, содержащего, %: метана 97,8, этана 0,5, пропана 0,15, С₄ + высш. 0,24, азота 1, СО₂ 0,3. Примерно того же состава получен газ с дебитом 5,8 тыс. м³/сут в скв. 7-р (762-777 м). Газопроявления наблюдались при вскрытии этих отложений на Ахурянской (скв. 20-к, 1030-1470 м; 21-к, 1300-1550 м; 26-к, 715-750 м) и Шаварудской (скв. 33-к, 620-675 м; 40-к, 630- 690 м) площадях, расположенных западнее Октемберянской структуры.

Результаты геохимических исследований кернового материала показали, что для песчано-глинистых пород октемберянской свиты в основном характерно содержание Сорг 0,5-2%, иногда 3-4%. Отношение ХБ/ДСББ достигает 1,3. В хлороформенном экстракте до 50-54 % составляют масла. Неоднократные нефтегазопроявления из различных стратиграфических комплексов отмечены и в других тектонических зонах республики. Так, в пределах Армянской складчатой зоны, в скв. 1 Дилижанской, в отложениях дилижанской свиты (средний - верхний олигоцен), представленной песчаниками, туфопесчаниками, глинистыми и черными сланцами, на глубинах 90- 110 и 120-130 м в буровом растворе было отмечено нефтепроявление. Выделенный нефтеподобный продукт состоял из смеси УВ с началом кипения около 250 °С. Как показано на рис. 2 , а, на общем фоне циклических соединений присутствуют УВ нормального и изопреноидного строения. Их содержание соответственно 1,7 и 0,65 %, а также отношение фитан/пристан (1,4) обычно характерны для нефтей из неглубокопогруженных отложений осадочного чехла [6], что подтверждается и наличием других реликтовых УВ, относящихся к классу стеранов и тритерпанов. В этом же районе в виде жирных пленок в глинистом растворе были отмечены нефтепроявления при проходке структурной скв. 3 (с. Ахкахлу, левый берег р. Агстев) среднеюрских отложений на глубинах от 140 до 185 м. В выделенном продукте до 10 % приходилось на алканы нормального и изопреноидного строения (см. рис. 2 , б), а остальную часть составляли полициклические структуры. Высокое количество последних позволяет констатировать возможность генерации УВ на небольших глубинах. Однако в данном районе генерация УВ в среднеюрских образованиях, сложенных в основном вулканогенными породами, маловероятна. Видимо, там, где в образованиях кварцевого порфирита установлены следы трещин и плоскости сдвига, существуют пути миграции УВ из подстилающих вулканогенную толщу нижнеааленских и нижнеюрских песчано-глинистых отложений. Высокая битуминозность последних отмечена в Вайодзорском прогибе при бурении структурной скв. 3 (с. Хндзорут), в которой с глубины 708-710 м был поднят керн, содержащий, %: Сорг 4,3, ХБ 0,26, ДСББ 0,13. Элементный состав ХБ: С - 83,45%, Н - 7,93 %, сумма кислорода, азота и серы - 8,62%; С/Н = 10,5. Элементный состав ДСББ: С - 66,34% Н - 7,28 %, сумма гетероэлементов - 26,4%; С/Н = 9,1. По своим качественной и количественной характеристикам битумоид имеет сходные черты с вытяжкой из бурового раствора скв. 3 Ахкахлу (см. рис. 2 , в). Мы предполагаем их приуроченность к одним и тем же отложениям.

В пределах Армянской складчатой зоны следует отметить и нефтепроявления, наблюдавшиеся при бурении структурной скв. 1 (с. Еранос, юго-западный берег оз. Севан) в широком диапазоне глубин (250- 1170 м), охватывающем миоцен-олигоценовые и, возможно, верхнеэоценовые отложения. Содержание Сорг в этих породах колеблется от 0,5 до 3,6 % при отношении ХБ/ДСББ - 0,4-16,2.

Таким образом, данные геолого-геохимического изучения особенностей строения описанных тектонических зон АрмССР и вышеперечисленных нефтепроявлений позволяют выделить наиболее перспективные (на данном этапе исследований) отложения на нефть и газ.

В Приараксинской синклинорной тектонической зоне продуктивными могут быть палеогеновые и верхнемеловые отложения (последние в ее южной части).

В Армянской складчатой зоне к наиболее перспективным относятся эоцен-верхнемеловые образования. На ограниченной территории (Вайодзорский прогиб), вероятно, нефтегазоносны и юрские породы.

В пределах Сомхето-Кафанской антиклинорной зоны скопления УВ можно ожидать в основном в отложениях нижней юры и нижнеааленского подъяруса.

1. Гусейнов А.Н., Кочарли Ш.С., Ибрагимов З.М. Геологическое строение и нефтегазоносность месторождения Мурадханлы. - Азерб. нефт. хоз-во, 1977, № 9,с. 3-7.
2. Каграманов Ю.Р. О перспективах нефтегазоносности эоценовых отложений территории Армянской ССР. - Изв. АН АрмССР. Сер. Науки о Земле, 1980, № 1,с. 22-26.
3. Нефтепроявления на Аванском месторождении соли / Ю.Р. Каграманов, Д.Е. Давтян, М.Е. Танашян, Г.З. Атанесян. - Изв. АН АрмССР, Сер. Науки о Земле,1975, № 3, с. 41-44.
4. Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник. Под ред. И.В. Высоцкого, А.Н. Гусевой. М., Недра, 1977.
5. Солодков В.К., Драгунская В.С., Камьянов В.Ф. К классификации нефтей. - Изв. АН ТССР. Сер. Физ.-техн., хим. и геол. наук, 1975, № 1, с. 67-79.
6. Солодков В.К., Драгунская В.С., Камьянов В.Ф. Изопреноидные углеводороды и генезис нефти. - Изв. АН ТССР. Сер. Физ.-техн., хим. и геол. наук, 1975,№ 3, с. 48-54.
7. Цатуров А.И. О перспективах нефтегазоносности чокракских отложений в Восточной Грузии. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1974, № 2, с. 3-6.

Рис. 1. Хроматограммы нефти (а) и вытяжки из терригенно-карбонатных пород (б) Аванского солянокупольного поднятия

Рис. 2. Хроматограммы нефти площади Дилижан (а), нефти площади Ахкахлу (6) и хлороформенного битумоида, извлеченного из керна скв. 3 площади Хндзорут (в)