Южно-Каспийская мегавпадина (ЮКМВ) – это крупная область прогибания земной коры, ограниченная Дзирульским массивом на западе и Копетдагским мегантиклинорием на востоке. Начиная с 1930 г. ее исследовали И.М. Губкин, А.А. Али-заде, А.А. Якубов, Э.Л. Рыжков, Г.X. Дикенштейн и другие. Они выделили и охарактеризовали Закавказскую и Западно-Туркменскую нефтегазоносные провинции, к которым причленялись прилегающие элементы морской части ЮКМВ.

Одна из первых попыток оценки перспектив нефтегазоносности центрального морского сегмента ЮКМВ была сделана в 1964 г. Э. Н. Алихановым. В 1977 г. К. Бека и И. Высоцкий, представляя ЮКМВ как единый нефтегазоносный бассейн, выделили в его морской части три ареала нефтегазонакопления. В том же году Э. Н. Алиханов разделил центральный сегмент ЮКМВ на ряд областей и зон нефтегазонакопления. Наконец, в 1987 г. Л. И. Лебедев и X. Б. Юсуфзаде расчленили его на четыре нефтегазоносные и две перспективные области. Данная разбивка основывается на представлении центрального сегмента ЮКМВ в качестве нефтегазоносного бассейна. Здесь предложена оценка нефтегазоносности данной территории, основанная на принципах тектонического районирования и представлениях о нефтегазоносных провинциях. При этом она рассмотрена как автономная геологическая система, служащая отправным объектом тектонического и нефтегеологического районирования. Следует также отметить, что по литофациальным характеристикам, взаимосвязи тектоники, истории геологического развития и нефтегазоносности кайнозойских отложений Нижнекуринской депрессии и Бакинского архипелага их можно считать единым структурно-тектоническим элементом ЮКМВ. В этой связи Нижнекуринская депрессия вплоть до Западно-Каспийского разлома рассматривается как западное сухопутное продолжение Бакинского архипелага. На востоке тектоническая граница акватории Южного Каспия проходит по Западно-Туркменскому разлому.

Таким образом, гипсометрически и тектонически наиболее погруженная центральная часть ЮКМВ, ограничиваясь с запада и востока глубинными разломами, обособлена наложением друг на друга двух разновозрастных и разнонаправленных отрицательных тектонических элементов – ЮКМВ и ложа Каспийского моря. При этом морская часть ЮКМВ, имея субокеанический характер коры, осложнена сетью глубинных разломов, выходящих за ее пределы и имеющих прерывисто-непрерывный характер развития. Они способствовали формированию как самой акваториальной части ЮКМВ, так и крупных блоков в ее пределах, обусловив самостоятельное развитие последних на отдельных этапах ее геологической эволюции. Очевидно, указанные особенности сыграли существенную роль в формировании осадочного выполнения и структурно-тектонического становления морской части ЮКМВ. Они свидетельствуют также об автономном развитии процессов нефтегазообразования и формирования их скоплений в пределах последней. Совокупность этих факторов и геоморфологические особенности морской части ЮКМВ позволяют рассматривать ее как самостоятельный структурно-тектонический элемент в системе альпийской складчатости, состоящий из ряда четко обособленных региональных структур.

Одной из характерных особенностей структурного седла и западного борта Южного Каспия является развитие в их пределах как унаследованных, так и погребенных поднятий [1]. По оценке нефтегазоносности Апшероно-Прибалханского структурного седла, с учетом структурно-тектонических, литофациальных и палеогеографических особенностей, оно выделено в самостоятельную нефтегазоносную область (НГО), которая расчленяется на следующие нефтегазоносные и перспективные районы (НГР и ПНГР).

Апшеронекий НГР охватывает территорию Апшеронского полуострова и ту часть прилегающей акватории, в которой заканчиваются антиклинальные линии (зоны), берущие начало в пределах полуострова (рисунок). Нефтегазоносным является весь разрез продуктивной толщи (ПТ – средний плиоцен). Формирование локальных поднятий района происходило в режиме продольного (банка Дарвина, о-в. Артема, Гюргяны-море) и поперечного (Южное, Южное-2 и др.) изгибов [2].

Приосевая полоса структурного седла, осложненная Апшероно-Прибалханским глубинным разломом и сопровождающими его антиклинальшлми зонами, выделена автором в Центральный Апшероно-Прибалханский НГР. Сюда входят антиклинальные линии от Камни Григоренко – Нефтяные Камни. на западе до Челекено-Ливановской зоны поднятий включительно на востоке. Характерная особенность структур данного района – их генетическая связь с этим глубинным разломом через осложняющие региональные осепродольные разрывные нарушения, являющиеся неотектоническими компонентами данного разлома. Поднятия осложнены поперечными разрывами сдвигового типа и грязевулканизмом. Горизонтальные амплитуды поперечных разрывов Челекено-Ливановской зоны значительно превосходят их вертикальные составляющие. Для поднятий данной зоны характерно отсутствие четко выраженных периклинальных замыканий, и структуры по существу представляют собой сегменты линейных поднятий более высокого порядка, смыкающиеся по поперечным сдвиговым разрывам [3]. Установлено также, что интенсивность роста поднятий Челекено-Ливановской зоны возрастает с северо-запада на юго-восток [4].

Следующий ПНГР области расположен южнее Апшероно-Прибалханского и севернее Сангачало-Огурчинского разломов (см. рис.). В тектоническом отношении он охватывает южный склон структурного седла и отделен от приосевой его части широтно ориентированными отрицательными структурами. Район слабо изучен из-за относительно большой глубины моря. Локальные поднятия слабо развиты, выполаживаются вверх по разрезу и не осложнены разрывами. Углы падения слоев на их крыльях не превышают 5–10°. Район характеризуется также большой мощностью четвертичных отложений (более 1500 м).

К Апшероно-Прибалханской НГО автор относит и Шемахино-Гобыстанский НГР. Как и Апшерон-ский полуостров он расположен на юго-восточном погружении Большого Кавказа и также является сухопутным структурно-тектоническим продолжением на северо-запад Апшероно-Прибалханского структурного седла. Границами района служат: на юге – северо-западное продолжение регионального разрывного нарушения, осложняющего антиклинальную линию Хамамдаг – банка Корнилова – Павлова, на западе – Западно-Каспийский разлом, на севере – Прикаспийско-Кубинская область мезозойской складчатости и на востоке – Апшеронский НГР. Шемахино-Гобыстанский район осложнен интенсивной, преимущественно палеоген-миоценовой, складчатостью продольного изгиба. Складки характеризуются крутым залеганием крыльев, до вертикального и опрокинутого. Пространственное положение большинства поднятий контролируется осепродольными нарушениями взбросо-надвигового типа, группирующими их в антиклинальные зоны общекавказского, или широтного простирания. Поднятия также осложнены поперечными разрывами. В районе широко развиты грязевулканизм и естественные нефтегазопроявления, свидетельствующие о его высокой перспективности. Нефтегазоносность связана с палеогенмиоценовыми отложениями.

К НГО западного борта Южного Каспия относятся Бакинский архипелаг и ограниченная Западно-Каспийским глубинным разломом территория Нижнекуринской депрессии, где берут начало антиклинальные линии, продолжающиеся далее в акваторию. Как известно, в тектоническом отношении Бакинский архипелаг является продолжением структурных элементов суши. Северная граница области проходит по Сангачало-Огурчинскому разлому, который считается южной границей распространения апшеронской фации отложений продуктивных толщ. С востока она ограничена субмеридиональным Шахово-Азизбековским глубинным разломом (см. рис.). Для области характерно большое число сильно дислоцированных и осложненных грязевулканизмом поднятий, группирующихся в антиклинальные зоны, осложненные региональными разрывными нарушениями. Общекавказское простирание антиклинальных линий на суше сменяется на субмеридиональное в пределах акватории. При этом складки акваториальной части области нередко находят отражение в рельефе дна, как и региональные разрывы. Особенности геологического строения и характер нефтегазоносности отложений указывают на генетическую связь структурных зон и их нефтегазонасыщенности с региональными разрывными нарушениями прерывисто-непрерывного характера развития [5].

Перспективно-нефтегазоносная область (ПНГО) Туркменского шельфа ограничена Сангачало-Огурчинским, Карабогаз-Сефидюрдским, Мильско-Чикишлярским и Западно-Туркменским глубинными разломами (см. рис.). В тектоническом отношении область приурочена к массиву им. Година. Пространственное положение локальных поднятий не подчинено общей ориентации, что очевидно связано с автономным структурно-тектоническим режимом развития массива. Об этом свидетельствует и морфоструктурный облик локальных поднятий, представленных в основном весьма пологими складками б небольшими углами падения слоев на крыльях. Здесь установлено большое количество нефтегазопроявлений, однако промышленная нефтегазоносность области еще не доказана.

К внутренней или центральной ПНГО Южного Каспия относится ее глубоководная часть, ограниченная, Шахово-Азизбековским, Сангачало-Огурчинским, Карабогаз-Сефидюрдским и Мильско-Чикишлярским глубинными разломами (см. рис.). Правомочность такого ограничения обоснована тем, что эти разломы, как длительно активные тектонические элементы, существенно влияли на распределение фаций и формаций. Пространственное положение и морфоструктурные особенности поднятий значительно отличаются от таковых смежных областей. Ввиду относительно большой глубины моря невозможно определить характер нефтегазоносности. В области выявлено более пятнадцати локальных поднятий, большинство из которых осложнено грязевулканизмом, позволяющим положительно оценить перспективы ее нефтегазоносности.

На юге морской части ЮКМВ, согласно Л. И. Лебедеву и X. Б. Юсуфзаде, выделяется Предэльбрусская ПНГО, которая приурочена к одноименному прогибу и ограничена на западе Шахово-Азизбековским, на севере – Мильско-Чикишлярским глубинными разломами (см. рис.). В пределах области выявлено более пятнадцати локальных поднятий, некоторые осложнены грязевулканизмом.

1. По географическим, литолого-стратиграфическим, структурно-тектоническим особенностям и характеру нефтегазоносности центральный сегмент ЮКМВ представляет собой самостоятельную нефтегазоносную провинцию.

2. Данная провинция состоит из двух нефтегазоносных и трех перспективно-нефтегазоносных областей, которые приурочены к самостоятельным структурным элементам и расчленены на нефтегазоносные и перспективно-нефтегазоносные районы и зоны.

3. Нефтегазоносная провинция центрального сегмента ЮКМВ вместе с Закавказской и Западно-Туркменской составляют Южно-Каспийскую нефтегазоносную мегапровинцию мезокайнозойского нефтегазонакопления, которая является составной частью Средиземноморского нефтегазоносного пояса альпийских складчатых сооружений.

1. Алиханов Э.Н., Нариманов И.Р., Огаджанов В.А. Некоторые особенности геологического строения и нефтегазонакопления Джейранкечмесско-Куринского (Бакинского) архипелага // Нефть и газ.– 1982:– № 11.– С. 3–7.
2. Нариманов Н.Р., Аббасов А.К. К среднеплиоцен-антропогеновой истории структур Челекено-Ливановской зоны // Нефть и газ.– 1984.– № 7.– С. 12–16.
3. Нариманов Н.Р., Аббасов А.К., Зейналов Г.А. Особенности структурного расчленения Челекено-Ливановской зоны поднятий // Нефть и газ.– 1991.– № 2.– С. 11–16.
4. Нариманов Н.Р., Кулиев К.Г. Структурное развитие локальных поднятий северо-западного борта Южно-Каспийской впадины в среднем, позднем плиоцене и четвертичном периоде // Азербайджанское нефтяное хозяйство.– 1990.-№ 12.–С. 1–5.
5. Халилов Э.А., Нариманов Н.Р., Алимурадов Ш.Е., Мамедова В.А. Особенности развития поднятий антиклинальных зон Бакинского и Апшеронского архипелагов // Геология и разведка.– 1990.– № 8.– С. 30–35.

Aquatoral part of the Southern-Caspian megadepression, including the Lower-Kura depression and the Apsheron peninsular, was made into a separete petroliferous province by Cenozoic deposits according to geographic, structural-tectonic features and petroleum potential characteristics. The province was divided at its turn at two petroliferous and three potential petroliferous regions, conne^ed with its structural elements. The Apsheron-Prebalhan petroliferous region, wich is explored and drilled relativly well, was divided at three pertoliferous and two potential areas.

А – Апшероно-Прибалханская НГО: а – Апшеронский НГР, b – Северо-Восточный Апшероно-Прибалханский НРГ, с – Центральный Апшероно-Прибалханский НГР, d – Юго-Западный Апшероно-Прибалханский ПНГР, е – Шемахино-Кобыстанский НГР; Б – НГО западного борта, В – ПНГО массива им. Година (Туркменский шельф), Г – Центральная ПНГО, Д – Предэльбурсская ПНГО. 1–границы НГО и ПНГО; 2 – границы НГР и ПНГР; 3 – грязевые вулканы; 4 – глубинные разломы; 5 – региональные разрывы; 6–локальные поднятия (1– банка Дарвина, 2 – остров Артем, 3 – Гюргяны-море, 4 – Южное, 5 – Южное-2, 6 – банка Апшеронская, 7 – Камни Григоренко, 8 – Нефтяные Камни, 9 – им. Зевина, 10 – им. Петрова, 11 – Хамамдаг, 12 – им. Корнилова – Павлова)