|
© Г.А.Зейналов, 2004 |
КУРИНСКАЯ МЕЖГОРНАЯ ВПАДИНА: АКТИВНАЯ ТЕКТОНИКА И ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Г.А. Зейналов (ИГ НАН Азербайджана)
Куринская межгорная впадина, расположенная в пределах Южно-Каспийской мегавпадины и мобильного Альпийско-Кавказского пояса, характеризуется очень сложным строением (сильная дислоцированность пород, блоковость, наличие нескольких структурных этажей, перерывы в осадконакоплении, резкая фациальная изменчивость пород, развитие магматического и грязевого вулканизма, высокая скорость осадконакопления в восточной части в плиоцен-четвертичное время и др.) и неравномерным как по площади, так и разрезу нефтегазонасыщением осадочных пород (Агабеков М.Г., Мамедов А.В., 1960; Гаджиев Р.М., 1965; Ахмедов Г.А. и др., 1972; Али-Заде А.А. и др., 1985; Шихалибейли Э.Ш., 1996).
Куринская межгорная впадина является одним из основных нефтегазоносных бассейнов Азербайджана и обладает большими потенциальными возможностями для открытия новых залежей нефти и газа. В ее строении четко выделяются три поперечных сегмента, которые названы Верхне-, Средне- и Нижнекуринскими (Хайн В.Е., Шарданов А.Н., 1952). Вдоль оси впадины с запада на восток, при переходе к следующему сегменту, наблюдаются ее резкое скачкообразное расширение, значительное увеличение суммарной амплитуды неотектонических погружений и существенное изменение общей тектонической структуры (Милановский Е.Б., 1968). В Нижнекуринском сегменте наряду с этим наблюдалась высокая скорость осадконакопления, что обусловило значительную мощность (до 15 км) пластичных глинистых палеоген-миоценовых и плиоцен-четвертичных отложений. Это способствовало широкому развитию здесь диапиризма и грязевого вулканизма (Якубов А.А. и др., 1971). Залежи нефти и газа приурочены к структурам, сильно дислоцированным и осложненным многочисленными разрывными нарушениями. Здесь развиты практически все известные типы залежей нефти и газа. Основной объем добычи нефти приходится на Нижнекуринскую впадину, где промышленно нефтегазоносными являются плиоценовые отложения. В Среднекуринской впадине интервал промышленной нефтегазоносности охватывает комплекс отложений от верхнего плиоцена до верхнего мела, причем в верхнемеловом интервале промышленные скопления выявлены в вулканогенных породах (площадь Мурадханлы). В Верхнекуринской (Картлинской) впадине основным объектом нефтегазоносности служат отложения среднего эоцена (Али-Заде А.А. и др., 1985).
Однако, несмотря на длительную историю изучения Куринской впадины и прилегающей территории, многие вопросы геологического строения остаются дискуссионными. Отсутствие четких и объективных представлений об активной тектонике Куринской межгорной впадины затрудняет понимание особенностей и масштабов происходящих здесь процессов флюидодинамики (миграция, формирование и сохранение залежей нефти и газа).
В этих сложных тектонических условиях важное значение приобретают оценка роли разломов в миграции, формировании и сохранении (разрушении) залежей нефти и выявление закономерностей их пространственного распределения. Большую помощь в решении этой проблемы оказывают дистанционные методы исследований. Для этого были интерпретированы данные Landsat-7, отражающие фрагменты широкого распространения грязевых вулканов и нефтепроявлений (рис. 1), для выявления и оценки активных разломов и их связи с флюидодинамикой.
Пространственная приуроченность флюидопроявлений Куринской впадины к региональном разломам на основе геолого-геофизических и дистанционных исследований наблюдается на карте неотектонических деформаций (рис. 2), где показаны многочисленные разломы различной ориентации, которые классифицируются на субширотные, кавказские, антикавказские, субмеридиональные и т.д. Результаты новейших движений отображаются с помощью изобаз поднятий и опусканий как итоги тектонических деформаций за всю неотектоническую стадию. К востоку происходит большее “омоложение” Куринской впадины.
Отмеченные различия форм отдельных сегментов Куринской впадины и характера их развития в позднеорогенной стадии, с одной стороны, несомненно, связаны с тектонической гетерогенностью того основания, на котором формировались отдельные ее участки, а с другой - существованием Транскавказского поперечного поднятия, к которому в этом поясе принадлежит Дзирульский выступ, отражающий процесс последовательного разрастания этого поднятия в стороны, испытывающие погружение к востоку (и западу).
Анализ активной тектонической обстановки Куринской впадины показывает, что она деформирована северо-западно-юго-восточными правосторонними и северо-восточно-юго-западными левосторонними сдвиговыми разломами, разделившими ее на многочисленные мелкие блоки. Здесь отмечаются различные формы нефтегазопроявлений, обусловленных грязевыми вулканами, диапирами, разломными зонами, поверхностными проявлениями, связанными с отдельными структурами. Между развитием грязевых вулканов и разломами различного простирания (но не протяженности) отмечается определенная зависимость. В частности, наблюдается приуроченность грязевых вулканов к узлам пересечений разломов различных систем и разной протяженности, т.е. грязевые вулканы являются показателями зон пересечения разломов, рассекающих различные структурнотектонические этажи, которые выделяются на ранжированном линеаментном поле, отражающем динамику трансформации тектонических напряжений в регионе.
Проведенный анализ изменения качества продуктивных структур в зонах глубинных разломов Куринской впадины свидетельствует об увеличении общего числа месторождений по мере приближения к разлому, т.е. эти разломы в основном играют позитивную роль в процессе миграции УВ к тектонически экранированным залежам.
При оценке потенциальных возможностей Куринской впадины и прилегающей территории наблюдается, что вдоль региональных разломов увеличивается диапазон нефтенасыщенности разрезов. Мелкие и средние залежи, как правило, тяготеют к бортовым частям впадины.
Путем анализа большого числа данных установлена тесная взаимосвязь между размещением ресурсов и тектоническими особенностями этих районов и между густотой сети разломов, т.е. месторождения тяготеют к площадям с пониженной плотностью разломов. Зоны повышенной плотности тектонических разрывов не способствуют сохранению залежей нефти и газа, что подтверждается развитием здесь поверхностных флюидопроявлений. Развитые здесь антиклинальные зоны характеризуются сильной дислоцированностью, блоковым строением, широким развитием активных грязевых вулканов (восточная часть). Все антиклинальные зоны осложнены региональными продольными разломами, от которых ответвляется множество поперечных.
Как в региональном плане, так и при рассмотрении отдельных локальных поднятий наблюдается общая закономерность, заключающаяся в увеличении ресурсов нефти по мере роста тектонической активности, однако лишь до определенного предела, т.е. разломы способствуют не только разрушению сформированных залежей нефти и газа, но и играют положительную роль в формировании скоплений нефти и газа, их сохранении и даже предотвращении нефтяных пластов от обводнения, однако лишь до определенных пределов плотности разломов. Дальнейшему увеличению дислоцированности как впадины в целом, так и отдельных структур соответствует уменьшение ресурсов нефти. Эта закономерность связана не только с формированием УВ-залежей, миграцией и накоплением в ловушках нефти и газа, но и с особенностями их сохранности (Zeinalov G.A., 2000).
В связи с изложенным можно сделать вывод об обратной связи между степенью дислоцированности отложений и ресурсами содержащихся в них УВ.
Как было отмечено, между плотностью разломов и естественными нефтегазопроявлениями (флюидопроявлениями), в том числе грязевыми вулканами, наблюдается четкая зависимость (см. рис. 1). Установлено, что на восточной части впадины (структуры Большой Харами, Бабазанан, Айрантекян, Солахай, Шорбулаг, Дашгиль и др.) грязевые вулканы с обильными нефтепроявлениями в плиоценовых отложениях, как правило, неперспективны для поисков залежей нефти. Этот вывод базируется на результатах поисково-разведочных работ и более характерен для северо-восточной части Гобустана и Нижнекуринской впадины. На западной части впадины (структуры междуречья Куры и Иори) наблюдаются поверхностные флюидопроявления, там не развиты грязевые вулканы, т.е. эти проявления сопровождаются разломами, которые выходят на поверхность. Эти структуры (Алачыг, Полпойтапа, Чобандаг, Ахтатапа, Эльдароюгу, Касаман) неперспективны для поисков залежей нефти в майкопских и сарматских отложениях, которые являются нефтегазоносными свитами этого региона (Агабеков М.Г., Мамедов А.В., 1960). В остальных районах Куринской впадины и на прилегающей территории (Джейранкечмезская депрессия, Западный Апшерон, Средне- и Нижнекуринские впадины) число выявленных разрывных нарушений значительно меньше, что свидетельствует об относительно низкой дислоцированности этих структур. Именно этим объясняется очень редкое развитие здесь поверхностных флюидопроявлений, в то время как запасы нефти оцениваются очень высоко.
Классификация разломов на кавказские, антикавказские, субширотные и другие показывает, что длительно развивающиеся крупные субширотные региональные разломы служат путями миграции УВ на поверхность мезозойских и палеоген-миоценовых отложений (Zeinalov G.A., 2000). Эти разломы играют в основном отрицательную роль в формировании залежей нефти. Возможно, что в мезозойское время эти разломы, создавая региональные тектонические экраны, способствовали формированию залежей нефти.
Субмеридиональные региональные разломы характеризуются низкой проводящей способностью, и на поверхности флюидопроявления не отражаются.
Локальные разрывы, как продольные, так и поперечные, и диагональные, большей частью выполняют роль тектонических экранов, образуя тектонически экранированные ловушки для нефти и газа. Это хорошо прослеживается на ряде структур. Иногда эти разрывы играют и отрицательную роль, так как разделяют образовавшиеся залежи на отдельные изолированные участки. Однако этот фактор по сравнению с первым маловажен, поскольку при этом общий объем залежи не уменьшается.
Роль локальных разрывов, ответвляющихся от субширотных региональных разломов, главным образом отрицательная. Об этом свидетельствуют как интенсивные флюидопроявления на поверхности, указывающие на разрушение залежей в зонах тектонического дробления, так и отсутствие в опробованных скважинах, пробуренных в этих зонах, промышленных притоков нефти и газа.
Новейшие тектонические движения, широко развитые в районах Куринской впадины (см. рис. 2), также оказывают двоякое влияние на образование залежей и размещение запасов. Так, за новейший тектонический период Кюровдаг-Нефтечалинская, Кянизадаг-Сангачалинская зоны, Западный и Центральный Апшерон и Евлах-Агджабединский прогиб, где сосредоточены основные ресурсы нефти и газа Азербайджана, испытали на суше значительные дислокации.
В зонах же, где неотектонические движения по интенсивности намного превосходят таковые Западного Апшерона, Аджиноура, междуречья Куры и Иори, Алятской гряды и др., нефтегазоносность развита слабо.
Контрастные движения здесь отрицательно сказались на формировании и сохранении залежей нефти и газа.
В общем случае обращает на себя внимание приуроченность крупнейших скоплений (Балаханы-Сабунчи-Раманы, Бинагады, Каламадын, Кюровдаг, Кюрсанги и др.) и к зонам контрастных неотектонических движений. По мере удаления от приразломных зон, с которыми связаны в основном высокоамплитудные структуры, запасы уменьшаются.
Наличие связи между геологическими запасами и степенью деформации структур, а также приуроченность большей части запасов впадины к тектонически экранированным залежам свидетельствуют о том, что на распределение ресурсов нефти и газа в локальных поднятиях помимо других факторов влияют разрывы, осложняющие поднятие. Что касается условий миграции и формирования, а также сохранения УВ-скоплений, то, как уже отмечалось, наиболее благоприятная обстановка для интенсивной субвертикальной миграции УВ, по всей вероятности, существовала и существует в восточной части Куринской впадины. При наличии такой интенсивной миграции важное значение приобретают условия сохранности залежей. Там, где разломы развиты до поверхности земли, трудно ожидать крупных скоплений УВ.
Исходя из изложенного можно заключить, что активная тектоническая обстановка Куринской межгорной впадины характеризуется сложными тектоническими деформациями с северо-западно-юго-восточными правосторонними и северо-восточно-юго-западными левосторонними сдвиговыми разломами, разделившими впадину на многочисленные мелкие блоки. Эти разломы участвуют как в формировании залежей нефти, так и их разрушении.
The paper reports active tectonic condition of the Kura basin and adjecent areas and its relation with fluid dynamics (migration, formation and conservation and destruction of HC accumulations) on the basis of remote sensing and geologic-geophysical data. It was estimated that neotectonic motions double influence on formation of HC accumulations and distribution of their reserves. This region located quite far from the main indention point in the eastward direction is dissected by NW-SE striking dextral strike-slip faults and NE-SW striking sinistral strike-slip faults into mosaic of small blocks. These faults participated both in formation of oil and gas fields and their destruction.
Рис. 1. ФРАГМЕНТ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ В ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ КУРИНСКОЙ ВПАДИНЫ НА КОСМОСНИМКЕ LANDSAT-7 (каналы 7, 4, 2)
Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА НЕОТЕКТОНИЧЕСКИХ ДЕФОРМАЦИЙ КУРИНСКОЙ ВПАДИНЫ И ПРИЛЕГАЮЩИХ ТЕРРИТОРИЙ
Изолинии амплитуды, км: 1 - поднятий, 2-опускания; 3-участки, где поднятия сменились опусканием; 4 - крутые разломы и флексуры, установленные на поверхности; 5- крылья глубоководных впадин; 6- крылья, образовавшиеся за счет погружения участков; 7- участки прогибов, увеличившие поднятие; 8- брахисинклинали; 9- пологие разломы и надвиги; 10- антиклинали; 11 - синклинали; 12- брахиантиклинали и купола; 13- грязевые вулканы