Один из важных показателей пространственного распределения УВ в земной коре - глубина их залегания. В последнее время он приобретает все большее значение потому, что в ряде гипотез речь идет о небольших глубинах распространения УВ, что существенно может повлиять на оценку перспектив нефтегазоносности целых районов и областей. Особенно это важно для месторождений-гигантов, на долю которых приходится преобладающая часть выявленных запасов УВ. В одной из последних работ отмечается, что “гигантским мы называем такое месторождение, начальные извлекаемые запасы которого равны 68,5 млн. т (500 млн. баррелей). За единое месторождение принимается такое, которое представлено залегающими в непосредственной близости друг к другу.... залежами, общие запасы которых соответствуют приведенной величине” [2, с. 209]. Здесь существенно не только принятое деление месторождений на гиганты и сравнительно меньшие, но также и то, что ряд соседних залежей относят к одному месторождению. Это позволяет избегать порою необоснованного “дробления” месторождения на несколько, по существу, площадей и обусловлено тем, что залежь не непрерывная, а в зависимости от локальных причин прерывистая ( рис. 1 )( Так, на Апшеронском полуострове выделяют Карачухурское и Зыхское месторождения, хотя, по существу, они представляют одно месторождение, будучи приурочены к единой Карачухур-Зыхской антиклинали протяженностью всего 7 км [5]. То же самое относится и к месторождениям Локбатанскому, Путинскому, Кушханинскому, Кергез-Кызылтепинскому, традиционно считающимися самостоятельными, хотя на самом деле они приурочены к одной широтной антиклинали (общей протяженностью всего 12-13 км), в сводовой части осложненной тремя очень незначительными приразломными куполами, а немного ниже по падению пластов образующей единое для всех них поднятие. Так что эти три-четыре нефтегазоносные площади можно рассматривать в составе единого месторождения.). И еще одно уточнение - в упомянутой работе приводятся только нефтяные месторождения. Мы же рассмотрим месторождения всех УВ (нефть, попутный газ, свободный газ).

Методически целесообразно рассматривать отдельно нефтяные, газонефтяные и нефтегазоконденсатные (и газовые) месторождения, сгруппировав их соответствующим образом. В нефтяных месторождениях Южно-Каспийской впадины основные запасы нефти (85 %) находятся на глубине до 1 км, 11 % на глубине 1-1,5 км; ниже 2 км не обнаружено сколько-нибудь значительных ее скоплений. В газонефтяных месторождениях наблюдается углубление гипсометрического положения максимального содержания нефти: 58 % ее приходится на глубины 0,5-1,5 км и примерно по 9-10 % - на глубины 0-0,5; 1,5-2; 2-2,5 и 2,5-3 км. В этих месторождениях нефтяные залежи располагаются в основном глубже: на глубинах 1,5- 3 км сосредоточено около 30 % всей нефти, тогда как в нефтяных месторождениях - менее 5 % . Кроме того, в газонефтяных месторождениях по сравнению с нефтяными естественно увеличивается количество попутного газа (причем опять-таки со смещением на большие глубины) и появляются заметные скопления свободного газа.

В нефтегазоконденсатных месторождениях нефтяные залежи находятся на глубинах 2,5-5,5 км. Соответственно опускается гипсометрический уровень скоплений и попутного газа, а также появляется в огромных количествах свободный газ, как правило, на глубинах 2,5-6,5 км. Об углублении гипсометрического уровня залежей УВ в Южно-Каспийской впадине свидетельствует такой важный факт, как получение в июне 1980 г. в скв. 38 из свиты “перерыва” продуктивной толщи на площади Булла-море притока 200 т/сут конденсата и 0,6 млн. м³/сут газа на глубинах 6138- 6172 м [4]. Впервые в мире в морских условиях получены УВ с таких больших глубин.

Следовательно, в Южно-Каспийской впадине происходит значительное понижение гипсометрического уровня залегания нефтяных залежей в направлении от нефтяных месторождений к газонефтяным и далее к нефтегазоконденсатным, где они располагаются, как правило, наиболее глубоко. Поэтому вряд ли правильно говорить о глубине залегания нефтяных залежей без учета типа месторождения. Если же рассматривать распределение нефти независимо от типа самих месторождений, то получается, что наибольшее количество нефтяных залежей (64 %) приходится на глубины до 2 км, причем 45 % из них - на глубины до 1 км.

Южно-Каспийская впадина - одна из крупнейших на Земле областей устойчивого прогибания и осадконакопления на протяжении кайнозоя и значительной части мезозоя. Мощность только плиоцен-четвертичных отложений в этой впадине достигает и превосходит 4-8 км. Так, пробуренная на юго-востоке Апшеронского полуострова (Шахова коса) скв. 100 на глубине 6160-6320 м и ниже вскрыла всего лишь кирмакинскую свиту продуктивной толщи (средний плиоцен); в этой скважине глубже 6,3 км и до подошвы плиоценовых отложений находятся еще нижние горизонты и свиты продуктивной толщи (низы кирмакинской свиты, подкирмакинская и калинская свиты и, возможно, еще одна, пока нигде не вскрытая подошвенная свита продуктивной толщи), а также понтический ярус.

Значительно погружаются неогеновые отложения и в пределах Бакинского архипелага. Например, средний отдел продуктивной толщи (середина среднего плиоцена) залегает на глубинах 2000-4200 м на месторождении Дуванный-море, 3800- 4400 м - на месторождении о. Булла и 5000 м и более - на месторождении Булла-море. Миоценовые отложения и майкопская свита, которые могут быть возможными или даже вероятными нефтегазоносными толщами, залегают еще глубже. Далее, эоценовые отложения, которые в последнее время оказались промышленно нефтегазоносными на ряде площадей Закавказья (Самгори, Мурадханлы), могут оказаться резервными нефтегазовмещающими комплексами на более погруженных участках этой обширной впадины.

Значительные градиенты палеотектонических движений, обеспечивавших создание условий для накопления огромных по мощности толщ, несомненно, сопровождались интенсивными дизъюнктивными дислокациями, которые тем самым здесь чаще, чем в других областях (с их меньшим размахом вертикальных движений), могли создавать экранированные (тектонически, стратиграфически, литологически) ловушки, часть которых, безусловно, содержат скопления нефти и газа. Это важное обстоятельство, существенно увеличивающее перспективы глубокопогруженных отложений в Южно-Каспийской впадине, а именно здесь наиболее глубоко залегают нефтегазовые залежи страны.

В основных нефтяных месторождениях Земли в целом 3/4 нефти сосредоточено на глубинах 1-3 км [2], тогда как в Южно-Каспийской впадине на этих глубинах находится всего 35 %. Вместе с тем в Южно-Каспийской впадине происходит, с одной стороны, смещение вверх (на глубины др 1,5 км) максимального количества нефтяных залежей (59 %, в том числе 45 % на глубинах до 1 км и 14 % на глубинах 1-1,5 км), а с другой - смещение на более значительные глубины (свыше 15 °/о нефтяных залежей на глубинах 3,5-6 км). Следовательно, в Южно-Каспийской впадине в отличие от среднемировых показателей нефтяные залежи распределяются в более широком диапазоне гипсометрических глубин (от 0 до 5,5 км и более), причем и на значительных глубинах содержатся существенные нефтяные залежи, хотя максимальные концентрации наблюдаются вблизи дневной поверхности (до 1 км). Распределение попутного газа по глубинам происходит в основном соответственно особенностям локализации по гипсометрии нефтяных залежей.

Своеобразно распределение свободного газа. Основное его количество (86 %) в мире сосредоточено на глубинах до 3 км ( табл. 1 ), тогда как в Южно-Каспийской впадине на эти глубины приходится менее 13%, т. е. в 7 раз меньше. И, наоборот, на глубинах свыше 3 км находится всего 14 % мировых запасов газа, тогда как в Южно-Каспийской впадине - 87 %.

Выше гипсометрия залежей Южно-Каспийской впадины сопоставлялась с общим распределением по глубинам усредненных показателей УВ месторождений мира, располагающихся в различных геотектонических условиях. Представляется интересным сравнение гипсометрии залегания УВ Южно-Каспийской впадины с каким-либо другим бассейном, близким к ней по своему геотектоническому положению и строению, например с впадиной Галф-Коста. Учтенные нами начальные запасы нефти месторождений Галф-Коста составляют примерно 5 млрд. т ( рис. 2 ), или около 80% начальных запасов всех месторождений региона. Для сравнения заметим, что суммарные запасы (93 млрд. т) 198 крупных месторождений мира составляют лишь 67 % всех запасов мира (на основе анализа ²/₃ всех начальных запасов мира Д.Д. Муди [2] охарактеризовал особенности размещения мировых запасов нефти, в том числе и по гипсометрии).

В Галф-Косте 37,4% (около 1,9 млрд. т) начальных запасов нефти приходится на глубины 1-1,5 км, 21 % (свыше 1 млрд. т) - на глубины 0,5-1 км и по 9-11 % (по 450-550 млн. т) - на глубины 0- 0,5; 1,5-2 и 2,5-3 км, остальные 11,6 % (около 0,6 млрд. т) - на другие глубины, из них 5 % залежей располагается на глубине 2-2,5 км. В целом глубже 3 км находится всего 6,6 % всех нефтяных залежей Галф-Коста.

Для усреднения и выявления систематической составляющей используем метод средних скользящих по трехполукилометровым интервалам глубин. Повторным вычислением получим данные по дважды скользящим трехполукилометровым интервалам глубин, что позволяет выделить систематическую тенденцию в распределении основных масс нефтей по гипсометрии ( рис. 3 , табл. 2 ). Как видно, в Галф-Косте залежи находятся в основном на глубине 0,5-1,5 км, существенно меньше их на глубине 0-0,5 и 1,5-2 км, а глубже 3 км происходит значительное сокращение запасов нефти. На глубинах свыше 4 км находится менее 1 % запасов нефти на каждую 500-метровую ступень глубин (до глубины 7 км).

Распределение залежей нефти гигантских месторождений мира по гипсометрии показывает, что максимальное их число (см. рис. 3 ) приходится на глубины 1,8-2,5 км (примерно 6000-8000 футов) и на соседние полукилометровые глубины (1,3-1,8 и 2,5-3,1 км). Глубже 3 км происходит значительное сокращение запасов нефти. Для месторождений с наибольшей глубиной залегания уменьшение запасов происходит на глубинах 4-4,3 км. По кривым для дважды скользящих трехполукилометровых интервалов глубин отчетливо намечается систематическая тенденция распределения мировых запасов нефти по гипсометрии (приводим кривые, как по средним глубинам месторождений, так и по наиболее глубокопогруженным залежам).

Сопоставление гипсометрии расположения залежей в Южно-Каспийской впадине, в Галф-Косте и в ряде других месторождений мира показывает следующее (см. рис. 3 , табл. 2 ). Максимальное количество залежей находится на малых глубинах - до 2 км: в Южно-Каспийской впадине - 64 %, в Галф-Косте - 78 %. В то же время в гигантских месторождениях мира на глубине до 2 км содержится всего 30- 40 % залежей. По этим показателям Южно-Каспийская впадина и Галф-Кост (и близкие им по строению впадины) существенно отличаются от среднемировых.

С другой стороны, средние значения по глубоким залежам в гигантских месторождениях мира показывают существенное сокращение в них массы нефтей на глубинах больше 4 км (суммарно около 1 % в месторождениях со средней глубиной залегания и 4-6 % - в глубокозалегающих гигантских месторождениях). В интервале глубин ниже 4 км в Галф-Косте также происходит резкое сокращение запасов нефти (около 3%), тогда как в Южно-Каспийской впадине нефтяные залежи еще широко распространены (12 %). Может быть, это и следовало ожидать для Южно-Каспийской впадины, где фундамент погружается до 20-22 км и соответственно увеличивается мощность осадочной толщи.

Наконец, в Южно-Каспийской впадине газовые залежи по сравнению с нефтяными “сползают” на большие глубины (2,5- 6,5 км). Аналогичная картина наблюдается в Галф-Косте (см. рис. 2 ), где доступные для разработки современными методами и оборудованием газовые залежи находятся также глубже (2-4 км), чем нефтяные (0,5-2,5 км).

В целом гораздо более широкий диапазон гипсометрических ступеней распределения УВ в Южно-Каспийской впадине по сравнению с Галф-Костом и, особенно со среднемировыми показателями, несомненно, обусловлен значительными градиентами тектонических движений здесь и 'большей динамичностью недр.

1. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. М., Недра, 1975.
2. Муди Д.Д. Размещение и особенности геологического строения нефтяных месторождений-гигантов.- В кн.: Нефтегазоносность и глобальная тектоника. М., 1978, с. 209-220.
3. Нефтяные месторождения СССР. Справочник. М., Недра, 1968.
4. Новый фонтан на месторождении Булла-море. - Бакинский рабочий. 1980,№ 134.
5. Овнатанов С.Т. Геология и нефтегазоносность Фатьмаи-Зыхской антиклинальной зоны Апшеронского полуострова. Баку, Азернешр, 1962.
6. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. М., Недра, 1976.

Таблица 1

Распределение ресурсов газа, %

Таблица 2

Распределение (в %) залежей нефти по гипсометрии

Примечание. А-средние данные (в %), Б-то же, по дважды скользящим трехполукилометровым интервалам.

Поскольку исходные данные по гипсометрии гигантских месторождений мира были приведены в футах, то при пересчете на метры более точные средние результаты отражены в данных по дважды скользящим величинам.

Рис. 1. Диаграмма времени открытия скоплений УВ в Южно-Каспийской впадине.

а - нефть, б - попутный газ, в - свободный газ; месторождения: 1 - Балаханы - Сабунчи - Ра-манинское, 2 - Бибиэйбатское, 3 - Бинагады-Чахнаглярское, 4 - Артемовское, 5 - Сураханское, 6 - Карачухур-Зыхское, 7 - Калинское, 8 – Локбатан – Пута - Кушхана-Кергез-Кызылтепинское, 9 - Нефтяные Камни - Грязевая Сопка, 10 - Кюровдагское, 11 - Песчаный, 12 - Карадагское, 13 - Карабаглинское, 14 - Кюрсангинское, 15 - Сангачалы-море - Дуванный-море - о. Булла, 16 - Бахар, 17 - Булла-море

Рис. 2. Распределение по гипсометрии начальных: доказанных запасов нефти и газа в Галф-Косте.

а - начальные запасы нефти (%) по 500-метровым интервалам глубин; б - начальные запасы газа (%) ныне учитываемых крупных месторождений.

Рис. 3. Распределение по гипсометрии залежей нефти (их ресурсов) во впадине Галф-Кост (I), Южно-Каспийской впадине (II) и гигантских месторождениях мира (III).

а - распределение нефти, %, б - то же, по дважды скользящим трехполукилометровым интервалам глубин, %; в - средняя глубина залежей гигантских месторождений, по [2]; г - то же, по максимальным глубинам