|
© Д.Е. Вахания, З.В. Мгеладзе, 2006 |
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОСАДОЧНОГО ЧЕХАА ГРУЗИНСКОЙ ГЛЫБЫ ЗАКАВКАЗСКОЙ МЕЖГОРНОЙ ОБЛАСТИ
Д.Е. Вахания (НК “Грузнефть”), З.В. Мгеладзе (Грузинский технический Университет)
В результате геолого-геофизических исследований и буровых работ в Грузии были открыты залежи нефти и газа и зафиксированы многочисленные нефтегазопроявления. Сопоставление поверхностных выходов нефтегазопроявлений из разновозрастных пород осадочного чехла с их глубинными аналогами должно оказать существенную помощь при оценке перспектив нефтегазоносности и разработке рекомендаций.
Наиболее древней стратиграфической единицей, с которой связаны поверхностные выделения нефти и газа, являются кварц-аркозовые песчаники, аргиллиты и глинистые сланцы тоара и аалена (рис. 1). Обильное нефтегазопроявление отмечено из родника жидкой нефти с выделением горючего газа (с сероводородной водой) из нижнего байоса у с. Цона. Выделение жидкой нефти и газа из вулканогенных пород наблюдалось при проходке штолен на баритовом месторождении у с. Чорди, а газопроявления отмечались в процессе бурения у Сачхере. Метановый газ из сероводородных источников наблюдается вблизи курорта Кверети. С верхним байосом связано высачивание нефти у с. Верхний Теделети, в структурных скважинах Ткибульского угольного месторождения были получены устойчивые притоки метанового газа, а на участке Шаорского угольного месторождения наблюдались обильные проявления нефти. В юго-восточной части Колхидской зоны в процессе бурения структурных скважин (у сел Маглаки и Парцханаканеви) при поисках подземных хранилищ газа из верхнего байоса были получены притоки газа. Особого внимания заслуживают приток газа и нефтепроявления из батского яруса в скважинах, заложенных у с. Кутаиси, и нефтегазопроявления, отмеченные в процессе бурения у Очамчире. В процессе бурения в пределах Ткварчельского угольного месторождения наблюдались обильные выделения метанового газа. В разрезе нижнего бата в окрестностях сел Оджола и Дгнориса выделяются пачки битуминозных горючих сланцев, а Дзмуиси - высачивание нефти из верхнебайос-батских отложений.
На западной периферии Окумского структурного мыса в процессе структурного бурения из верхней юры отмечался выброс метанового газа с дебитом 5000 м3/сут, а с глубины 940-1140 м был получен слабый приток нефти (Вахания Д.Е., 1984; 2001; Мехтиев Ш.Ф., 1985; [3]). В 1990 г. в глубокой поисковой скважине у с. Окуми первоначальный приток нефти из этих же отложений составил 20-25 т/сут, а в процессе опробования глубокой скв. 1 у Очамчире был получен приток хлоркальциевой воды с выделением метанового газа (Вахания Е.К., 1976; [2]). Обильные нефтегазопроявления из верхнеюрских отложений наблюдались в процессе глубокого бурения на многих участках Колхидской (западной) зоны погружения Грузинской глыбы. У сел Чибреви и Корта (Рача) с песчаниками и известняками верхней юры связаны выделения жидкой нефти и горючего газа. В Джавском районе в процессе бурения разведочной скважины с глубины 130-140 м был поднят керн рифогенных известняков верхнего Оксфорда, трещины которого были заполнены полужидкой нефтью. Такие же признаки нефти наблюдаются по трещинам доломитов и доломитовых известняков всей верхнеюрской карбонатной толщи, слагающей Гагрский хребет и смежные участки Западной Абхазии [2, 3]. В процессе бурения гидрогеологических скважин в окрестностях Гагры из карбонатной толщи верхней юры получены нефтегазопроявления, сопровождающие приток сероводородной воды. Многочисленные нефтегазопроявления были зафиксированы из байос-батских и верхнеюрских отложений в процессе бурения в разных районах Колхидской зоны.
В нижнемеловых отложениях поверхностные нефтепроявления в виде загустевшей нефти и полужидкого асфальта наблюдаются в обнажениях известняков нижнего мела на разных площадях южного склона Гагрского хребта (особенно по Черноморскому побережью).
Нефтегазопроявления были получены в процессе бурения глубоких скважин на ряде площадей Колхидской зоны (Вахания Е.К., 1976; [2]). Восточнее, в Амбролаурском районе (по р.Риони), в разрезе барремского яруса выделяется пачка тонкослоистых плитчатых битуминозных темных мергелей и известняков.
В верхнемеловых отложениях в 50-х гг. у с. Чаладиди была открыта залежь нефти, которая связана с трещиноватыми известняками верхнего мела. Проявления из верхнего мела метанового газа (с минерализированной водой) наблюдались во время бурения у с. Телети, а из палеоцена - нижнего эоцена дебит газа составил 250 тыс. м3/сут (рис. 2).
В Притбилисском районе в результате геолого-разведочных работ были открыты эксплуатируемые до сегодняшнего дня нефтегазовые залежи, связанные с трещиноватыми вулканогенными породами среднего эоцена. Эти массивные залежи сводового типа, имея надежную покрышку в виде глинисто-песчанистых отложений верхнего эоцена, обладают водонапорным режимом (многие скважины вступили в эксплуатацию при дебите от 500 до 1000 т/сут), а в процессе бурения в окрестностях Тбилиси на Самгорской, Телетской и Руставской площадях из различных слоев палеоцен-эоцена были зафиксированы обильные проявления нефти, сопровождаемые сероводородной водой с газом. Эти данные в совокупности с литофациальной и структурной характеристиками осадочного чехла позволяют относить верхнемеловые и палеогеновые отложения в пределах юго-восточной Грузии к перспективным комплексам для поисков в них скоплений нефти и газа (Гамкрелидзе И.П., 1999; Мгеладзе З.В., 1991; Папава Д.Ю., 1976).
В структурных скважинах, пробуренных у сел Ахалкалаки и Метехи, из верхнеэоценовых отложений были получены притоки нефти, а в процессе бурения у с. Кавтисхеви из эоценовых отложений наблюдались обильные нефтегазопроявления. В среднеэоценовой вулканогенной толще с давних времен известны поверхностные выходы нефти, а нефтегазопроявления из этой толщи наблюдались в процессе бурения и в Гурии.
С молассовой формацией олигоцен-плиоцена в пределах Закавказской межгорной области кроме многочисленных нефтегазопроявлений связаны залежи нефти [1-5]. При этом значительные нефтегазопроявления отмечаются в олигоцене - нижнем миоцене прибрежной части Колхидской зоны (рис. 3). Из поверхностных нефтегазопроявлений следует отметить: 1 - пачку (5-10 м) нефтеносных белых кварцевых песчаников олигоцена, трансгрессивно перекрывающих отложения нижнего мела и верхней юры; 2 - капельно-жидкое высачивание нефти из трещин септарий глинистой толщи той же серии у сел Мугти и Чониши; 3 - выходы нефти из нижнеолигоценовых песчаников, несогласно залегающих у с. Теделети в верхнем байосе. Из среднемиоценовых отложений нефтегазопроявления известны только на северном склоне Имеретинского хребта, где с песчаниками караганского горизонта связано капельно-жидкое высачивание нефти. Нефтегазопроявления (с водой) наблюдались из различных отложений миоцен-плиоцена в процессе бурения скважин на ряде площадей Колхидской зоны. Для выявления нефтегазоносности в молассовой формации важное значение имеет характеристика старых залежей нефти [1-5]. Можно отметить, что нефтегазоносность связана с различными по возрасту и составу породами осадочного чехла Грузинской глыбы, начиная от тоара и аалена вплоть до плиоцена. Нефтепроявления известны и в постплиоценовых слоях (Гурия), а битумоносные пески связаны с Черноморской террасой. Учитывая способность миграции УВ на большие расстояния, можно полагать, что значительная часть отмеченных нефтегазопроявлений или залежей имеет собственный источник и связана с более благоприятными для нефтегазонакопления породами, но определить их генезис из-за отсутствия достаточных геохимических анализов затруднительно.
Однако закономерность распределения нефтегазонасыщенности осадочного чехла с учетом литофациальной, структурно-тектонической и физико-химической характеристик способствует более правильному выбору поисковых объектов на нефть и газ. Резко неравномерное размещение залежей нефти и газа в земной коре обусловлено различным геологическим строением и особенностями истории развития, а также вертикальной зональностью гидрогеохимических условий формирования залежей.
Необходимо также учитывать, что в разных регионах Грузинской глыбы мощность осадочного чехла колеблется от 3-4 (Имеретинская зона воздымания) до 8-10 км (Колхидская и Картлийская зоны погружения) и достигает до 14-15 км (Кахетинская зона погружения). Известно, что первичная миграция происходит в потенциальных коллекторах, где УВ-флюиды накапливаются под водоупорными породами, а излишние флюиды начинают мигрировать латерально. Процесс миграции становится более интенсивным при активных тектонических движениях, когда нефть и газ достигают наиболее приподнятых структурных форм, а находящаяся пластовая вода поддерживает постоянное давление.
Анализ и обобщение фактического материала по закономерностям залегания нефти, газа и воды не оставляют сомнения в том, что материалом для нефтегазообразования служат мантийное вещество и рассеянное ОВ (РОВ). Материнским веществом для образования нефти, с одной стороны, являются газопаровая смесь, которая своим происхождением обязана дегазации мантии, магматической деятельности, а в глубинных депрессиях еще и расщеплению керогена пород под влиянием высоких температур, а с другой - РОВ пород, с которыми соприкасается газопаровая смесь(Редколлегия журнала не разделяет мнение авторов об участии в процессах нефтеобразования газопаровой смеси, образующейся за счет дегазации мантии и вулканической деятельности.) (Мехтиев Ш.Ф., 1985; Гамкрелидзе И.П., 1999). Процессы нефтеобразования протекают в очагах глубокого заложения [1-4]. Вместе с тем теория тектоники литосферных плит, повлекшая за собой пересмотр общепризнанных теоретических представлений, обусловила новый подход к выявлению закономерностей размещения в земной коре полезных ископаемых, в том числе нефти и газа, и по-новому осветила проблему их происхождения. В частности, она указала на возможность генерации УВ в зонах подвига плит (субдукции) за счет термолиза ОВ, затянутого туда вместе с осадками, и их миграцией из-под надвинутых структур. Известно, что глубинные разломы и рифтовые структуры оказывают влияние на нефтегазонакопление.
Признаки нефтегазоносности делятся на две группы: прямые и косвенные. К прямым относятся: 1 - выходы нефти и газа на поверхность рельефа; 2 - проявления в горных выработках и скважинах (наличие битума в породах); 3 - наличие жидких и газообразных УВ в пластовой воде; 4 - насыщение газов тяжелой фракции УВ и в лучшем случае наличие залежей. Косвенные признаки определяются: 1 - структурно-тектоническими особенностями; 2 - палеогеографическим и палеотектоническим развитием; 3 - геохимическими и гидрогеологическими анализами.
Для оценки нефтегазоносности важное значение имеют: расположение региона в тектонических зонах; мощность осадочного чехла; наличие в отдельных формациях нефтегазопроизводящих, потенциальных коллекторов и водоупорных пород; гидродинамический режим; конфигурация локальных складок; наличие поверхностных разрывных нарушений и глубинных разломов; распространение вулканогенных пород большой мощности; наличие интрузивных тел; присутствие соленосных отложений.
В разрезе юрского комплекса нижнебайосские и верхнебатские породы содержат как проницаемые потенциальные коллекторы (гранулярные и трещинные), так и водоупорные горизонты. Спорным является вопрос о благоприятности нефтегазообразования глинистых пород верхнего байоса и батского яруса, так как, с одной стороны, требуются детальные геохимические анализы, а с другой - могут ли только нижнеюрские породы (1000-3000 м) насытить вышезалегающие коллекторы - тоар-ааленского (1000 м), верхнебайосского (500-1000 м), батского (300 м) ярусов, верхней юры (500 м) и нижнего мела (500 м) УВ-флюидами. Из этих комплексов только верхнеюрская карбонатная толща и глинистые породы нижнего бата могут быть благоприятными для нефтегазообразования [2, 3]. Анализируя данные геохимии и гидрогеологии, можно сказать, что нижнемеловые отложения (за исключением некоторых участков) в основном насыщены термально-лечебными высокотемпературными водами. С верхнемеловой карбонатной толщей связана Чаладидская залежь нефти. В обеих формациях в процессе глубокого бурения на ряде площадей Колхидской зоны наблюдались обильные нефтегазопроявления. Из палеоген-неогеновых комплексов можно выделить миоценовые песчаники, с которыми в различных районах связаны нефтегазопроявления, а в Гурии - залежи нефти (см. рис. 1).
В Картлийской зоне нижнеюрская нефть, вероятно, сохранилась в структурах западной и северной частей данной зоны, о чем свидетельствуют эффективные проявления, зафиксированные в пределах соответственно Гагрско-Джавской и Имеретинской зон. Из мел-палеогеновых и неогеновых отложений в первую очередь заслуживают внимания верхнемеловая карбонатная толща (особенно в южной части) и песчаники олигоцен-миоцена.
На территории Грузии выявленные залежи, возможные скопления нефти и газа можно сгруппировать в следующем порядке.
1. В пределах Закавказской межгорной области (Грузинская глыба): залежи, приуроченные к песчаникам тоар-ааленского ярусов, верхнего байос-батского яруса, верхней юры и молласовой формации олигоцен-плиоцена в основном сводового, приразломного и неантиклинального (выклинившихся толщ) типов; залежи, приуроченные к известнякам ааленского яруса, верхней юры, верхнего мела, в основном сводового (в северо-западной части Колхидской зоны, возможно, литологического типа); залежи, приуроченные к терригенно-карбонатным отложениям валанжин-аптского яруса в южной части Грузинской глыбы и полосе сочленения с Аджаро-Триалетской складчатой зоной как сводового, так и приразломного типов.
2. Аджаро-Триалетская зона складчатой системы Малого Кавказа: скопления нефти и газа в терригено-карбонатных отложениях нижнего мела; залежи, приуроченные к известнякам верхнего мела; залежи, приуроченные к флишевым отложениям палеоцена - нижнего эоцена; залежи, приуроченные к вулканогенно-осадочным породам среднего эоцена и, возможно, альб-сеноманского ярусов. В этой зоне можно ожидать наличие сводовых, приразломных типов залежей.
В прилегающей к Западной Грузии акватории Черного моря вероятность открытия залежей увеличивается в связи с более благоприятными геодинамическими и структурно-тектоническими условиями.
В осадочном чехле Грузинской глыбы и смежных территориях все перечисленные нефтегазосодержащие породы перекрыты водоупорными глинистыми породами тоар- ааленского и байос-батского ярусов, верхней юры, альб-сеноманского ярусов, палеоцен-эоцена, олигоцена-миоцена и плиоцена. Вместе с тем водоупорами могут служить лавы, дайки, соленосные породы, глины и др. Проблема дифференцированного прогнозирования зон преимущественно нефте- и газонакопления связана с изучением пространственной фазовой зональности УВ. Поскольку литология и мощность пород определяют генерацию УВ, о чем свидетельствуют проявления и залежи нефти и газа как в пределах Закавказской межгорной области, так и складчатой системе Малого Кавказа, и прилегающей к Западной Грузии акватории Черного моря, нефтегазоносность мезо-кайнозойского осадочного чехла всех зон (тектонических и нефтегазоносносных) Грузинской глыбы следует рассматривать в совокупности со смежными районами.
Таким образом, осадочный чехол Грузии характеризуется обилием нефтегазопроявлений, число которых увеличилось в результате бурения в разных районах. Интенсивная добыча нефти в Грузии началась с 1940 г. и до 1973 г. было открыто 7 нефтяных залежей (Супса, Чаладиди, Норио, Сацхениси, Тарибани, Мирзаани, Шираки). С 1974 г. в Притбилисском районе был открыт высокоэффективный нефтегазоносный горизонт в вулканогенно-осадочной свите среднего эоцена (Самгори-Патардзеули, Телети, южный купол Самгори), в результате эксплуатации которого с 1980 г. добыча нефти возросла до 3,5 млн т/год. В последующий период (с 1984 г.) было открыто еще 6 залежей нефти и газа (Рустави, Западное Рустави, Ниноцминда, Мцарехеви, Назарлеби и Байда) в отложениях палеоцен-эоцена и олигоцен-плиоцена (см. рис. 1, 2). Для поддержания уровня добычи нужно открывать залежи с промышленными запасами 25-30 млн т. Решить задачу можно только с помощью детальных геолого-геофизических, гидрогеологических, геохимических исследований и поискового бурения.
Территория Грузии изучена неравномерно, что обусловлено, во-первых, распределением в осадочном чехле нефтегазопроявлений, за счет которых были освоены старые залежи и смежные с ними участки, во-вторых, часть поисковых объектов перекрыта рыхлыми галечниками плиоцен-постплиоцена, заболоченными участками, густо населенными пунктами с резко расчлененным рельефом, что препятствовало проведению сейсморазведочных работ.
Изучение глубинного строения мезо-кайнозойского осадочного чехла Грузии всегда вызывало интерес среди ученых. С 1980 г. в акватории Черного моря проводятся геофизические исследования разными экспедициями причерноморских стран (совместно с Италией и Францией). Сегодня поисковые работы в пределах акватории морей и океанов осуществляются во многих странах. По аналогии можно считать, что в подобных структурно-тектонических условиях в акватории Черного моря следует ожидать значительные по запасам скопления нефти и газа.
Прогнозная оценка ресурсов нефти по основным поисковым объектам Колхидской зоны составляет 400 млн т, а в пределах прилегающей к Западной Грузии акватории Черного моря - около 1 млрд т, при этом учитываются глубокозалегающие (> 5 км) участки. В Имеретинской зоне прогнозные ресурсы по перспективным структурам составляют 200 млн т, в Картлийской зоне и смежных с ней районах - около 600 млн т.
До 1995 г. в Грузии суммарная добыча нефти составила около 30 млн т, из них основная часть приходится на Притбилисский район. Остаточные промышленные запасы нефти составляют 30 млн т. Резерв, который в результате бурения можно перевести в промышленные запасы, на сегодняшний день определяется в 40 млн т (на суше).
Прогнозные ресурсы газа на суше Грузии в целом определяются в 170 млрд м3, а перспективны газоносности осадочного чехла восточной части акватории Черного моря будут уточнены после изучения высокоаномальных зон концентрации газогидратов и участков метановыделений со дна акватории (таблица).
Для правильного выбора основных направлений поисковых работ рекомендуется.
1. По аналогии с Притбилисским нефтегазоносным районом залежи нефти и газа можно ожидать как в пределах Аджаро-Триалетской зоны, так и на сопредельных с ним участках Картлии и Кахетии, где поисковый интерес представляют терригенно-карбонатные отложения нижнего мела, известняки верхнего мела, палеоцен-нижнеэоценовый флиш и среднеэоценовые вулканогены. Альб-сеноманские терригенные и олигоцен-нижнемиоценовые терригенные породы можно считать сопутствующими поисковыми комплексами.
2. В полосе сочленения Грузинской глыбы и Аджаро-Триалетской зоны литолого-стратиграфическая и структурно-тектоническая характеристики вместе с закономерностью распределения нефтегазоносности позволяют предположить, что здесь имеются благоприятные условия для поисков скоплений УВ.
3. В пределах Имеретинской зоны необходимы: проведение сейсморазведочных работ на Намохванской и Карзманской антиклиналях; поисковое бурение в сводовой части Намохванской (4000 м) и Карзманской (3500 м) антиклиналей; гидрогеологические и геохимические исследования горных пород; после сейсморазведочных работ необходимо бурение на остальных структурах (Ончейшская, Бзиаурская, Хресильская, Мухурская, Хрейтская, Синагурская, Зосцверская и Схвиторская антиклинали). Важное значение имеют результаты глубокого бурения (5 км) в сводовой части Гуртинской антиклинали для изучения нефтегазоносности мел-палеогенового комплекса полосы сочленения Аджаро-Триалетской складчатой зоны с Грузинской глыбой.
4. В Колхидской зоне в первую очередь поисковой интерес заслуживают верхнебайос-батские терригенные, верхнеюрские терригенно-карбонатные и верхнемеловые карбонатные отложения, а также тоар-ааленские и олигоцен-миоценовые песчанистые породы.
5. В пределах прилегающей к Западной Грузии акватории Черного моря рекомендуется детальное геофизическое профилирование в пределах Гудаутско-Сухумского и Очамчира-Кулевского сводов и континентального склона, где перспективы связываются с верхним байосом, верхней юрой и верхним мелом, а сопутствующим поисковым комплексом являются терригенные отложения олигоцен-миоцена.
Литература
1. Булейшвили Д.А. Геология и нефтегазоносность межгорной впадины Восточной Грузии. - М.: Техизадат, 1960.
2. Вахания Е.К. Геологическое строение колхидской низменности (в связи с нефтегазоносностью) / Тр. Груз, отделения ВНИГНИ, сер. 151. - Тбилиси: Мецниереба, 1973.
3. Вахания Е.К. Юрские отложения Грузии (в связи с нефтегазоносностью) / Тр. Груз, отделения ВНИГНИ, вып. 207. - Тбилиси: Сабчота Сакартвело, 1976.
4. Лалиев А.Г. Об основных геологических предпосылках залежей нефти и газа в Грузинской ССР. - М.: Наука, 1979.
5. Туголесов Д.А. Тектоника мезозойских отложений в Черноморской впадине. - М.: Недра, 1985.
Based on geological and geophysical studies, hydrogeological and geochemical analysis and drilling data, oil and gas pools were revealed. Obtained data point to favourable structural and tectonic conditions for searching new oil and gas accumulations within Georgian block and adjacent water area of Black Sea.
In Near-Tbilisian oil and gas area, oil and gas pools should be expected within Adzharo-Trialet zone and in adjacent areas of Cartlee and Colchis, in the northern part of Cartlee zone and adjacent areas, analysis of existing data of geophysical studies and drilling (Vanati, Tamarasheni, Odzisi, Grc- hosani, Manavi, Kakabeti etc.) showed that structural Gligocene- Pliocene and Cretaceous-Eocene deposits have different structure and require for detailed investigations for evaluating oil and gas potential prospects, firstly by Paleogene-Neogene deposits and partly Upper Cretaceous (up to 5 km). In southern part of this zone, prospects are connected with Paleogene-Neogene rocks (Nadarbazevi, Odzisi Choporta, Orgosani, Bitsminda, Norio-Martkopi and Lelubani).
In Colchis zone as of first priority prospecting interest are Upper Bajocian-Bathonian terrigene, Upper Jurassic terrigene-carbonate and Upper Cretaceous carbonate deposits as well as Oligoce- ne-Miocene sandy rocks.
Within adjacent to West Georgia water area of Black Sea it is recommended detailed geophysical profiling within Gudauto-Sukhum and Ochamchir-Kulev arches and continental slope where prospects are associated with Upper Bajocian, Upper Jurassic and Upper Cretaceous while terrigene deposits of Oligocene-Mioeene appear to be accompanying exploration complex. Within south-eastern part of Black Sea, particularly in seaward continuation of Guriy submontane trough and Adzharo-Trialet zone, of interest is the thick (5km) Oligocene-Pliocene molasse formation.
|
Регион |
Прогнозные ресурсы (Д1-С3) |
||
|
Нефть |
Газ |
||
|
Прилегающая к Западной Грузии акватория Черного моря |
~ 1 млрд т |
На суше Грузии ~ 180 млрд т/м3 |
Акватории Черного моря после уточнения зон накопления газогидратов и участков метановыделения |
|
Колхидская зона |
350-400 млн т |
||
|
Имеретинская зона |
150-200 млн т |
||
|
Картлийская зона и прилегающая к ней территория Аджаро-Триалетской и Кахетинской зон |
500-600 млн т |
||
|
Остаточный (С1) |
20-30 млн т |
||
|
Резерв (С2) |
20-30 млн т |
||
|
Итого |
2040-2260 млрд т |
||
Рис. 1. СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕПРОЯВЛЕНИЙ В ОСАДОЧНОМ ЧЕХЛЕ ЗАПАДНОЙ ГРУЗИИ И ПРИЛЕГАЮЩЕЙ АКВАТОРИИ ЧЕРНОГО МОРЯ
Поверхностные выходы: 1 - нефти, 2-газа (с водой): проявления или приток в скважинах: 3-газа, 4- нефти; 5- пласты угля; 6 - полужидкий битум; 7- горючие сланцы; 8- озокерит; 9- выделения метана со дна акватории; 10- зона накопления УВ; 11 - залежи нефти (1 - Окуми. 2 - Чаладиди, 3 - Супса. 4 - Шромисубани)
Рис. 2. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ В ОСАДОЧНОМ ЧЕХЛЕ ВОСТОЧНОЙ ГРУЗИИ
1 - поверхностный выход нефти; 2- приток нефти в процессе бурения; 3-проявления газа: 4 - приток газа в процессе бурения; 5- каменный уголь; залежи: 6 - нефти. 7- газа (1 - Норио (N11-2), 2-Сацхениси (N11-2), 3-Самгори-Патардзеули (Р22-3), 4 - южный купол Самгори (Р32), 5 - Ниноцминда (Р32), 6 - Телети (Р1-Р21), 7- Рустави (Р1-Р21), 8 - Западное Рустави (Р22), 9 - Мцарехеви (N23), 10 - Тарибани (N21), 11 - Байда (N13S), 12- Мирзаани (N21), 13- Патара Шираки (N21). 14 - Назарлеви (N13). 15- Ильдокани (K1ap-ol)
Рис. 3. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ СТРУКТУР НА НЕФТЬ И ГАЗ КОЛХИДСКОЙ ЗОНЫ И ПРИЛЕГАЮЩЕЙ АКВАТОРИИ ЧЕРНОГО МОРЯ
1 - первоочередные поисковые объекты: 2-перспективные структуры; 3-возможно перспективные участки; 4 - приток нефти в скважинах; проявления, выявленные в процессе бурения: 5 - нефти. 6 - газа: 7 - тектоническая граница; I- Гагрско-Джавская зона складчатой системы Большого Кавказа; II - Закавказская межгорная область: III - Колхидскай (западная) зона погружения (Грузинской глыбы); II2 - Имеретинская (центральная зона) воздымания (Грузинской глыбы): антиклинальные структуры: 1 - Гантиадская. 2- Агаракская. 3- Звандрипшская, 4-Хопская, 5 - Заширбарская, 6 - Ново-Афонская. 7-Ахбюкская. 8-Техская. 9- Бирцхинская, 10-Падгу-Тхинская. 11 - Моква-Поквешская, 12-Драндская, 13-Тамышская. 14-Охурейская. 15- Очамчирская. 16-17-Окумский структурный мыс, 18-Сатанджойская, 19- Гальская, 20-Зугдидская. 21 - Баргебская, 22- Ганахлебская, 23- Оквинарская, 24 - Цаишская, 25-Xобская. 26- Квалонская, 27- Сагвамичайоская, 28-Чаладидская. 29- Кулевская. 30- Поти-Набадская, 31 - Малтавская. 32- Лесская. 33- Мтисдзирская. 34 - Самтредская. 35- Парцханаканебская, 36- Маглагская, 37- Экская. 38- Мартвильская. 39- Нокалакевская, 40- Земо-Хунцская, 41 - Сашургайоиская, 42- Абедатская. 43- Дидгвабунская, 44 -Табакельская, 45- Гудаутская, 46- Гудаута-море, 47- Центрально-Гудаутская, 48- Южно-Гудаутская, 49- Западно-Очамчирская. 50- Центрально-Очамчирская, 51 - Восточно-Очамчирская, 52- Южно-Очамчирская, 53- Западно-Кулевская, 54 - Западно-Малтаквская