Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование.

Ближний и Средний Восток.

Ближний и Средний Восток – это крупная область на стыке Европы, Азии и Африки занимает Аравийский полуостров, Месопотамскую низменность (с Персидским заливом) и горную страну к югу и юго-востоку от Каспийского моря. В тектоническом плане юго-западная часть рассматриваемой области располагается в пределах древней Африкано-Аравийской платформы, северная и северо-восточная ее части – в альпийском складчатом поясе, а остальная часть в Месопотамском прогибе.

Альпийские складчатые сооружения занимают большую часть Ирана, северо-восточную часть Ирака и юго-восточную Турцию. Здесь выделяются горные сооружения (Табр, Загрос, Эльбурс и др.), Центрально-Иранское плоскогорье, Южно-Каспийскую и другие межгорные впадины (Деште-Кевир, Деште-Лут, Адана и др.)

Месопотамский прогиб расположен между Аравийской платформой на юго-западе и складчатыми сооружениями на северо-востоке. На юго-восточном его погружении находится Персидский залив. С севера и северо-востока прогиб ограничен системой надвигов, по которым альпийские горные сооружения надвинуты на складчатый борт прогиба. Заполнен прогиб отложениями кембрия-кайнозоя с максимальной мощностью 10-11 км.

Аравийская часть Африкано-Аравийской платформы в центре осложнена Аравийско-Нубийским щитом. Краевая часть платформы – Аравийская плита – осложнена крупными отрицательными и положительными структурами. В целом же по палеозойским и мезозойским отложениям плита представляет собой моноклиналь, ступенчато и полого погружающуюся в северо-восточном направлении. Среди ее элементом особое место занимает Пальмирская складчатая зона – область сводово-глыбовых дислокаций восточного побережья Средиземного моря.

В рассматриваемом регионе размещаются пять НГБ: Персидского залива, Адаманский, Деште-Кевир (Центральноиранский), Аденский (Аденского залива), Абва. Сюда входят также окраины Восточно-Черноморского, Южно-Каспийского и Каракумского бассейнов, а из северной Африки протягивается Восточно-Присредиземноморский НГБ. Кроме этого на Ближнем и Среднем Востоке выделяется около 10 возможно нефтегазоносных бассейнов, связанных в основном с межгорными впадинами (Деште-Лут, Анталийский, Мешхедский и др.)

К наиболее важным (наиболее богатым по потенциальным доходам от освоения ресурсов нефти) по материалам ВНИГРИ относятся НГБ Персидского залива и Центральноиранский. Остальные бассейны пока большого значения не имеют.

На юго-востоке Турции выделяется вертикально-гетерогенный Аданайский НГБ, в котором установлена промышленная нефтеносность рифогенных известняков нижнего миоцена. Общая мощность мезозойско-кайнозойских отложений достигает 9 км.

В тектоническом плане бассейн приурочен к грабену внутри альпийского складчатого пояса, открывающемуся на юге в область шельфа Средиземного моря. К 1990 году в бассейне выявлено два месторождения Булгурдаг и Арзус.

Бассейн Аденского залива располагается в пределах периконтинентальной Аравийской платформы, приурочен к крупной грабенообразной впадине, отделяющей полуостров Сомали от Аравийского полуострова. Бассейн вытянут в субширотном направлении, на западе он соединяется с бассейном Красного моря, на востоке открывается в Индийский океан. Сложен бассейн мезозойскими и кайнозойскими породами мощностью до 6 км, из которых не менее 3.5 км приходится на миоцен-олигоценовые породы. К 90-ым годам в бассейне выявлены морские нефтяные месторождения Шарма и Рас-Гашва с залежами в известняках миоцен-олигоцена и эоцена.

Небольшой бассейн Шагва (40 тыс. км²) расположен на территории Йемена и сложен в основном меловыми и верхнеюрскими отложениями. В верхней юре соленосные отложения развиты мощностью до 1 км. С ними связано развитие диапиров и «соляных подушек». К 1990 году в бассейне открыто 8 нефтяных месторождений с залежами в подсолевых отложениях юры. Наиболее крупные месторождения Алиф с запасами 74 млн.т. и Вест-Аяд (И. В. Высоцкий 1990г).

Южная окраина Южно-Каспийского НГБ расположена на территории Ирана. Здесь в прогибе Горган известно газоконденсатное месторождение Горинак-Тепе с залежами в песчаниках плиоцена. Крупное (гигантское) газовое месторождение открыто в иранском секторе Каспийского моря в 2011 году с запасами 1,4-1,5 трлн. м³ (В. Андрианов, 2012г.). Здесь же прогнозируется наличие и нефтяных залежей. Бурение в Каспии ведется с платформы «Амир Кабир» весом более 14 тыс., которая спроектирована и построена иранскими специалистами.

В Каракумском НГБ в иранской провинции Хорасан известно крупное газовое месторождение Хенгирен, залежи выявлены в нижнем мелу и верхней юре, с общими запасами по оценке иранских геологов более 250 млрд. м³. Юго-восточное окончание Каракумского НГБ находится в пределах северной платформенной части Афганистана, где к 90-ым гг. выявлено более 10 преимущественно газовых месторождений с залежами в песчаниках и известняках мелового и известняках верхнеюрского возраста. Газоносность рассматриваемой части Каракумского бассейна контролируется распространением эвапоритов верней юры.

В бассейнах Среднего и Ближнего Востока выявлено около 450 месторождений, основная их часть (более 420) в бассейне Персидского залива на территории Саудовской Аравии (112), и Омана (более 100).

Общие запасы нефти на Среднем и Ближнем Востоке (в основном в бассейне Персидского залива) на конец 2010 г. оцениваются в 102 млн. т (Варламов, 2012), газа более 71 трлн. м³, ресурсы газа в 116 трлн. м³ (В. Андрианов, 2012).

Разведанные запасы нефти по странам распределяются следующим образом (на конец 2010г.): Саудовская Аравия - 36.2 млрд.т (В. Андрианов, 2012), Иран - 18.8 (Варламов, 2012 по материалам ВР) – 20.7 млрд.т (по ОПЕК, Григорьев, 2012), Ирак от 15.7 (ВР) до 19.6 млрд.т (ОПЕК, Андрианов, 2012), ОАЭ - 13.4 млрд.т. (Григорьев, 2012), Кувейт - 13.8 -13.9 млрд.т (Андрианов, 2012), Катар - 3.5 млрд.т. (Григорьев, 2012).

Основные разведанные запасы газа сосредоточены в странах: Иран - 29.6 (Варламов, 2012) - 34 трлн. м³(Андрианов, 2012) Катар - 25.4 трлн. м³ (Варламов, 2012), Саудовская Аравия - 8.2 трлн. м³ (Григорьев, 2012), ОАЭ 6.1 - 6.4 трлн. м³ (Григорьев, 2012), Ирак - 3.2 трлн. м³ (Варламов, 2012).

На Ближнем и Среднем Востоке в год добывается около 1 млрд. тонн нефти и более 350 млрд.м³ газа.

Основные добывающие страны в 2010 году: Саудовская Аравия 484(Вараламов,2012) - 493 млн.т. (Нестеров, 2011), судя по суточной добыче в первом полугодии 2012 года годовая добыча могла составить 540 млн.т., реально добыча в ближайшие годы может составить 650 млн.т. Из 112 месторождений 75 находятся в резерве (Андрианов,2012), более 90 % добываемой нефти дают 5 гигантских месторождений: Иран-175 (Григорьев,2012)-210 млн.т (Варламов,2012); ОАЭ-129 (Вараламов,2012)-140 млн.т (Нестеров,2011); Ирак-123.6 млн.т (Варламов,2012); Кувейт-122-123.5 млн.т (Варламов,2012); Катар-66.9 млн.т (Варламов, 2012); Оман-40 млн.т (Терентьев, 2011); Сирия -18 млн.т (Терентьев, 2012); Йемен-14.7 млн.т (Терентьев,2012).

В 2011 году производство газа составило в Иране 151.8 млрд.м3 (Анненкова, 2012), в Катаре 146,8 млрд. м3 (Анненкова, 2012), в Саудовской Аравии 99.2 млрд.м3(Анненкова,2012). В 2010 году добыча газа в ОАЭ составила 48-51 млрд.м3, в Сирии 7.8 млрд.м3 (Нестеров, 2011).

Из 20 месторождений мира по годовой добыче нефти на Ближнем Востоке находится 9 месторождений: Гавар-250 млн. т, Большой Бурган-80 млн. т, Сафания - 64-70 млн. т, Румейла-65 млн. т, Хурейс – 60 млн. т, Ахваз – 35 млн. т, Аль-Закум – 27.5 млн. т, Шейба – 27-37 млн.т, Харсания более 20 млн.т.

Наиболее важное по добыче газа месторождение Южный Парс, в 2011 г. на нем добыто 105 млрд. м3, в 2013 планировалась добыча 138 млрд.м3.

Нефтегазоносный бассейн Персидского залива.

Нефтегазоносный бассейн Персидского залива расположен на территории Ирана, Ирака, Сирии, Турции, Иордании, Саудовской Аравии, Кувейта, Катара, Бахрейна, ОАЭ, Омана, Йемена в зоне сочленения древней платформы и альпийского складчатого пояса. Ограничен бассейн на юго-западе Аравийско-Нубийским щитом, на юге – Южно-Аравийским поднятием платформы – плато Хадрамаут, на юге которого обнажается фундамент, на западе – складчатой зоной Пальмирид, а также Иорданским и Алеппским поднятиями, на севере, северо-востоке и востоке – соответственно Восточным Тавром, внутренней зоной Загроса и Омана. Граница с последним проходит по краевому шву.

Наибольшая часть латерально-гетерогенного НГБ находится в пределах Аравийской плиты – платформенного склона бассейна, к которому на севере примыкает Предтаврская зона дислокаций, на северо-востоке Месопотамский краевой прогиб, на востоке прогиб перед Южным Оманом. Самым северо-восточным элементом бассейна является внешняя зона антиклинория Загрос.

Некоторые исследователи на месте этого бассейна выделяют Аравийскую, Месопотамскую и Центрально-Иранскую нефтегазоносные провинции, другие (К. А. Черников с соавторами) Месопотамскую нефтегазоносную мега провинцию.

Аравийская плита разделяется на ряд поднятий и прогибов. На севере находится Диярбакырское поднятие, южнее поднятие Дейр-Эс-Зорт и свод Рутба.

От Аравийско-Нубийского щита на восток отходит крупное поперечное Центрально-Аравийское поднятие. Его краевая часть у побережья Персидского залива называется структурной террасой Газа. К северо-западу от нее выделяется Басра-Кувейтская впадина, а восточнее, юго-восточнее синеклиза Руб-Эль-Хали. Максимальная глубина последней 8 км, во впадине Басра-Кувейтской 7 км, в пределах Центрально-Аравийского поднятия на полуострове Катар 5 км.

Предтаврская зона дислокаций, состоящая из сложнопостроенных антиклинальных, нарушенных структур примыкает к восточному Тавру, а с юга ограничена Диярбакырским поднятиям.

Месопотамский краевой прогиб протягивается с юго-востока на северо-запад почти через весь бассейн. Северо-восточный сложнопостроенный борт Месопотамского прогиба на северо-востоке сочленяется с внешней зоной Загроса, в которой развиты крупные линейные складки, нарушенные разрывами, простирающиеся в северо-западном направлении. Юго-западный борт Месопотамского прогиба имеет более простое строение и вместе с Аравийской плитой он имеет спокойное воздымание на запад с последовательным уменьшением мощностей осадочного чехла вплоть до полного его выклинивания на Аравийско-Нубийском щите (Григорьев и др., 2008).

В целом НГБ представляет собой крупнейшую структуру 1100х1300 км (Высоцкий, 1990), сложенную осадочным чехлом от венда до четвертичных отложений максимальной мощностью до 10-11 км. Палеозойский разрез преимущественно песчано-глинистый. Пермские, мезозойские, палеогеновые и нижнеплиоценовые отложения представлены в основном карбонатными породами, с второстепенной ролью терригенных пород в мелу. В составе неоген-четвертичных отложений преобладают терригенные разности, среди которых выделяется мощная соленосная толща среднего миоцена мощностью до 1 км. Соленосные, эвапоритовые толщи развиты в кембрии, нижнем мелу, юре. Доля морских отложений в разрезе 65 % (Русский,2010).

Продуктивны миоценовые, палеогеновые, меловые, юрские, триасовые и пермские преимущественно карбонатные резервуары. В последние годы выявлены залежи и в допермских отложениях (синеклиза Руб-Эль-Хали). На юге Аравийской плиты нефтегазопроявления известны в венде.

Большая часть месторождений сосредоточена на восточном погружении Аравийской плиты и в Месопотамском прогибе. В последнем нефтяные залежи приурочены главным образом к олигоцен-нижнемиоценовым и верхнемеловым известнякам, на Аравийской плите нефтеносны в основном юрские и меловые отложения. Газоносный в пределах бассейна карбонатные породы перми, триаса и верхнего мела. Основные разведанные запасы УВ в бассейне заключены в интервалах глубин 1-3 км, на интервал глубин 3-5 км приходится максимум запасов газа. В интервале глубин 2-3 км встречаются как нефтяные, так и газовые залежи. Месторождения преобладают многопластовые. В Месопотамском прогибе они приурочены к крупным антиклинальным складкам, вытянутым с северо-запада а юго-восток, на восточном борту часто структуры имеют двухэтажное строение. На Аравийской плите месторождения связаны с более простыми поднятиями, образующими валообразные зоны, на юге значительная часть месторождений связана со структурами с проявлениями соляного диапиризма (Дмитриевский и др., 2008).

Широкое развитие солей в значительном возрастном диапазоне от протерозойско-кембрийского на юго-востоке до кайнозойского в северо-восточной части Месопотамского прогиба является характерной особенностью складчатого борта этого прогиба. В сочетании с высокими коллекторскими свойствами продуктивных толщ, представленных в основном кавернозно-трещинными карбонатами разного возраста, создаются благоприятные условия для сохранения крупных залежей даже при сильной активизации тектонических движений (Русский, 2010).

НГБ Персидского залива – область уникальной концентрации нефти и газа. Из 426 месторождений 64 месторождения выявлено в акватории Персидского залива. 36 нефтяных и 6 газовых месторождений имеют начальные запасы свыше 300 млн.т. и 500 млрд. м³ (Дмитриевский и др., 2008). 13 месторождений имеют запасы от 1 до 10 млрд. т. среди них Гавар (10.1-11.1 млрд. т.), Большой Бурган (9.1-10.2), Румайла (2.8-3.1-3.7), Сафания-Хафджи (4-5.2), Закум (2.8), Манифа (2.4) и др. К гигантским газовым месторождениям относятся Южный Парс и Северное Поле (до 25 трлн. м³), Кенган (7-8 трлн. м³)

Разведанные запасы и прогнозные ресурсы нефти и газа в бассейне Персидского залива обеспечивают его ведущую роль в мировой нефтедобычи в течение многих десятилетий (Григорьев, 2008).

По схеме нефтегазогеологического районирования (Высоцкий, 1990) в пределах бассейна выделяется 13 основных ареалов зон нефтегазонакопления, которые ранее объединяли в два основных региона: Аравийской плиты, платформенного борта Месопотамского прогиба и складчатого борта прогиба, Предтаврской зоны и внешней зоны Загроса.

Несколько ареалов в пределах аравийской плиты расположены в синеклизе Руб-Эль-Хали, в строении которой принимают участие вскрытые скважинами пермские и триасовые карбонатно-терригенные породы, юрские карбонатные с гипсами и ангидритами, меловые терригенные и карбонатные отложения, палеогеновые терригенные и карбонатные порода, среднемиоценовые терригенно-соленосные отложения.

Ареалы зон НГН расположены на севере, востоке, юге, а также в пределах южной акватории Персидского залива. Для всех ареалов синеклизы Руб-Эль-Хали характерна приуроченность месторождений к платформенным поднятиям, формирование которых в той или иной степени связано с движением глубоко залегающей кембрийской соли. Наиболее отчетливо соляная тектоника проявилась на востоке - в Предаманском ареале и акватории Персидского залива – ареал зон юга Персидского залива. Месторождения в этих ареалах приурочены к типичным соляным куполам и брахиантиклиналям с глубоко погруженным соляным ядром. В Предаманском прогибе зоны имеют северо-западное простирание, близкое к простиранию разлома, разделяющего Аравийскую плиту и Предаманский прогиб. Структуры месторождений нарушены разрывами значительной амплитуды, помимо сводовых залежей, встречаются тектонически экранированные. Именно такие залежи характерны для одного из наиболее значительных месторождений ареала – месторождения Фахуд (запасы более 100 млн.т.). на большей части месторождений продуктивны нижне- верхнемеловые отложения. На юго-востоке выявлена группа месторождений (Габа), на которых продуктивны пермские породы.

В ареале зон юга Персидского залива выявлены нефтяные и газонефтяные месторождения. Зоны нефтегазонакопления имеют преимущественно субмеридиональное простирание. Структурно месторождения представлены округлыми или овальными поднятиями, залежи преимущественно пластовые сводовые. Основные продуктивные горизонты представлены известняками верхней юры и апта. Роль покрышек выполняют верхнеюрские ангидриты и нижнемеловые глины. С 1958 г. здесь открыто несколько десятков месторождений. Среди них крупные Сассан (170 млн.т.) и Ростам (130 млн.т.) в акватории Ирана, Идд-Эль-Шарги (280 млн.т.) в акватории Катара, Умм-Шайф (300 млн.т.), Фатех (200 млн.т.) в акватории ОАЭ и др.

Южнее выделяется северный ареал зон НГН синеклизы Руб-Эль-Хали, иногда называемый Мурбан. Зоны НГН здесь вытянуты в северо-восточном направлении, поднятие куполовидного или брахиантиклинального типа, иногда осложненные разрывами. Основные залежи в аптских известняках. Здесь известны гиганские нефтяные месторождения Мурбан, Бу-Хазо, Заррана. С запасами 600 млн.т. в первом, более 500 млн.т. во втором и более 200 млн.т. в последнем. Шейба (Шайба) с запасами более 900 млн.т. и добычей в год более 27-37 млн.т. На юге синеклизы Руб-Эль-Хали открыты многочисленные более мелкие месторождения в меловых отложениях, образующие одноименный ареал зон нефтегазонакопления. В последние годы в синеклизе Руб-Эль-Хали открыты новые месторождения. Наиболее крупные это Мармуль, Нимр.

Крупнейшими по запасам нефти в пределах Аравийской плиты являются ареалы зон нефтегазонакопления Газа, севера Персидского залива и Басра-Кувейтской. В разрезе, вскрытом скважинами, участвуют пермские, мезозойские и кайнозойские отложения. Пермские породы преимущественно терригенные мощностью до 550 м. Триасовые, юрские, меловые и палеоцен-эоценовые отложения представлены терригенно-карбонатными породами мощностью более 6 км, в нижней части нижнего мела присутствуют соли, ангидриты.

Ареал зон нефтегазонакопления Газа расположен на территории Саудовской Аравии, Кувейта, Катар, Бахрейна, распространяясь в территориальные воды этих государств. Зоны нефтегазонакопления представлены пологими валами субмеридианального направления. Среди месторождений преобладают нефтяные, почти все месторождения приурочены к различным по размеру пологим структурам, углы наклона крыльев которых возрастают с глубиной. Основным продуктивным горизонтом являются известняки верней юры (свита Араби Джубайла) и среднеюрские известняки. На отдельных месторождениях установлена продуктивность известняков пермского и раннемелового возраста. Многие месторождения ареала Газа относятся к крупнейшим (или гигантским) по начальным запасам нефти.

Месторождение Гавар (Гхавар) самое крупное в мире, находится в Саудовской Аравии. Его начальные извлекаемые запасы нефти 10.1-11.1 млрд.т., газа более 1 трлн.м³. Месторождение приурочено к валу длиной 200 км (230)х16-25 км с амплитудой 370 (до 400) м., осложненному пятью локальными поднятиями. Нефтеносность связана с двумя пластами известняков средней юры. Залежь газа обнаружена на юге месторождения в пермских отложениях. Плотность нефти 0.850-0.854 г/см³. Дебиты скважин более 2 тыс./сут. В последние годы добывается 250-260 млн. т. в год.

Месторождение Абкаик приурочено к брахиантиклинали длиной в 20 км при ширине 6 км и амплитудой около 100 м. продуктивны верхнеюрские известняки. Начальные запасы нефти 1.6 млрд.т.

На юге одно месторождение – Далемам – отличается своим строением. Оно приурочено к пологому куполовидному поднятию, центральная часть которого опущена по сбросам. Возможно поднятие связанно с глубокопогруженным соляным ядром. Продуктивны на месторождении верхняя юра, альб, турон и пермские отложения.

В западной части ареала открыт ряд месторождений, где продуктивны известняки верхней юры и в меньшей степени средней юры (Хурейс, Кирди, Абу-Джифан). Крупнейшее из них Хурейс с годовой добычей 60 млн.т. В 2010 г. открыты новые месторождения Намлан-1, Ассайд, Арсан-1 (Мишин, 2012).

Севернее в акватории Персидского залива выделяется ареал зон НГН севера Персидского залива с зонами, расположенными на валах, вытянутых в северо-восточном направлении. Ареал начинается на склоне террасы Газа и далее пересекает почти под прямым углом юго-восточное погружение внешнего борта Месопотамского прогиба. В ареале к 1990 г. выявлено более полутора десятков месторождений с залежами в известняках верхнего олигоцена-нижнего миоцена, в известняках и песчаниках мела, в известняках верней юры.

Наиболее крупные месторождения Сафания-Хафджи, Ферейдун-Марджан (Иран, Саудовская Аравия), Хурсания (Саудовская Аравия), Сайрус, Дариус и Эсфендиар (Иран).

Уникальное газонефтяное месторождение Сафания-Хафджи расположено в северо-западной части Персидского залива в территориальных водах Саудовской Аравии и Кувейта. Приурочено к валообразному поднятию (60х19 км), осложненному двумя брахиантиклиналями. Нефтегазоносны песчаники и известняки мела, газоносны известняки эоцена. Залежи нефти в песчаниках пластовые сводовые, коллекторы гранулярные с пористостью 26 % и проницаемостью 600мД, в известняках залежи массивные, коллекторы порово-трещинные. Начальные доказанные запасы нефти 4 млрд. т (М. И. Лоджевская, 2010)-5.2 млрд.т. (Русский, 2010), запасы газа 0.5 трлн. м³ (Русский, 2010). В 2003 году в иранской части ареала открыты новые месторождения: Деште-Абан (геологические запасы более 4 млрд. т.), Фердоус (Терентьев, 2011).

Басра-Кувейтский ареал зон НГН располагается в одноименной впадине на территории Кувейта и Южного Ирака. Зоны нефтегазонакопления приурочены к пологим валам, вытянутым в северо-западном направлении. Месторождения приурочены к платформенным брахиантиклиналям. Залежи нефтяные и газонефтяные. Основные залежи в песчаниках альба (свита Бурган), баррема (свита Зубайр) и сеномана (свита Вара)ю меньшие по запасам залежи в известняках неокома, сеномана, эоцена. Среди месторождений ареала пять гигантских – Румайла и Зубайр (Ирак), Вафра, Раудатайн-Сабрия и Большой Бурган.

Уникальное нефтяное месторождение Большой Бурган в Кувейте приурочено к сложнопостроенной брахиантиклинали, осложненной тремя куполовидными поднятиями – Бурган, Магва, Ахмади и сетью нарушений. Общие размеры структуры 46х20 (40х14) км, амплитуда 300 м. нефтеносны 4 пласта песчаников нижнего и верхнего мела, обеспечивающие 90 % добычи, и известняки нижнего мела. Песчаные коллекторы имеют пористость 20-35 % и среднюю проницаемость 4000 мД. Месторождение в год дает 80 млн. т. (2006 г.). Начальные разведанные запасы (9.1 – Кравченко, 2004, - 10.2).

В иракской части ареала располагается нефтяное месторождение Румайла. Месторождение приурочено к пологой антиклинальной складке субмеридианального простирания размером 10-18х100 км, осложненной двумя куполами. Промышленно нефтеносны рифовые известняки сеномана и песчаники готерив-баррема. Залежи в них пластовые сводовые. Начальные извлекаемые запасы по разным источникам 2.3 млрд. т. (Кравченко, 2004), 3.1-3.7 (Русский, 2010).

На северо-западе НГБ Персидского залива (Сирия) в пределах Аравийской плиты открыто крупное (запасы более 100 млн. т., Высоцкий, 1990) газонефтяное месторождение Джибисса, находящееся за пределами охарактеризованных ареалов ЗНГН. На месторождении три залежи в сводовых ловушках, разбитых на блоки. Основная газонефтяная залежь в миоценовых известняках, меньшие нефтяная в известняках мела и газоконденсатная в известняках триаса.

В пределах Аравийской плиты свыше 90 % разведанных запасов нефти заключено в интервале глубин 1-3 км. Сравнительно небольшие запасы газа концентрируются в интервалах глубин 1-1.5 км (25 % запасов) и 2-2.5 км (65 % запасов).

В пределах Месопотамского прогиба месторождения концентрируются в ареалах, расположенных как на внешнем, так и на внутреннем бортах. На внешнем борту выделяются два небольших ареала зон НГН: Камышлинский (Сирия, Ирак) и Мосульский (Ирак). Расположены они на северо-западе бассейна. В Камышлинском ареале месторождения приурочены к платформенным поднятиям с залежами в карбонатных породах нижней юры и верхнего триаса, реже верхнего мела. Наиболее крупные газонефтяные месторождения Суэдие (180 млн. т.) и Карагон (167 млн. т.) с залежами на глубине 1575-3200 м.

Мосульский ареал включает несколько нефтяных месторождений (Каса, Джаван и др.) с относительно небольшими запасами нефти и газа. Продуктивны известняки нижнего миоцена и верхнего мела. Нефти тяжелые, сернистые.

На внешнем борту Месопотамского прогиба, юго-восточнее города Басра известна небольшая зона нефтегазонакопления Нахр-У с залежами нефти в известняках нижнего миоцена и песчаниках нижнего мела.

В пределах складчатого региона бассейна выделятся несколько ареалов НГН. На севере бассейна на территории Турции выделяется Предтаврский ареал ЗНГН, в разрезе которого принимают участие палеозойские карбонатно-терригенные, мезозойские карбонатные и кайнозойские карбонатно-терригенные соленосные породы мощностью более 9 км. Продуктивны известняки палеоцена, рифогенные известняки маастрихта и известняки турона-альба. Зоны нефтегазонакопления линейные, параллельные мега антиклинорию Восточного Тавра. Месторождения связаны с ассиметричными антиклиналями, залежи нефтяные, реже газонефтяные. Здесь известно к 90-ым годам несколько десятков небольших месторождений. Наиболее типичными являются месторождения Сельмо (50 млн.т.) и Бати-Роман (20 млн.т.) (Высоцкий, 1990).

На внутреннем борту Месопотамского прогиба значительными запасами выделяются Бушир-Ахвазский ареал ЗНГН (Иран, Ирак), где к 90-ым годам было открыто более 20-ти месторождений. В строении ареала принимают участие (вскрытые бурением) отложения от юры до плиоцена. Мощность юрских отложений более 1 км. Верхнеюрские отложения сложены известняками в верхней части с ангидритами и гипсами. Меловые преимущественно карбонатные отложения имеют мощность более 3.5 км. Турон-альбская продуктивная толща выделяется как свита Сарвак. Палеоцен и эоцен сложены известняками мощностью до 1.5 км. Нижний олигоцен сложен красноцветными глинами и известняками мощностью около 1.2 км. Верхний олигоцен-нижний миоцен, представленные рифогенными известняками, объединены в продуктивную толщу Асмари мощностью более 800 м, средний миоцен (Нижний Фарс) и верхний миоцен (Верхний Фарс) образованы соленосной карбонатно-терригенной толщей мощностью более 2 км. Плиоцен сложен терригенными породами мощностью более 3.5 км.

Зоны нефтегазонакопления связаны с антиклинальными зонами, оси которых простираются в северо-западном направлении. Все месторождения приурочены к антиклиналям, сформированными карбонатными породами мезозоя-нижнего миоцена. Эти складки характеризуются широкими сводами, более крупными юго-западными крыльями, углами наклона до 50-80 градусов. Залегающие выше породы дислоцированы по отношению к подстилающим дисгармонично, причем степень дисгармоничности возрастает …. к внешней зоне Загрос. На месторождениях вблизи этой зоны (Гечсаран, Лали, Месджеде-Солейман) отложения свиты Фарс разбиты надвигами на чешуи, смещенные в юго-западном направлении.

Основные продуктивные отложения в ареале связаны с карбонатными породами верхнего олигоцена-нижнего миоцена, верхнего мела и в меньшей степени верхней юры. Покрышками служат эвапориты свиты Фарс, а для верхнемеловых залежей пачки глинистых мергелей и глин.

К 1990 году здесь открыты в основном газонефтяные месторождения, большая часть которых принадлежит Ирану. Среди них такие месторождения как Ага-Джари (с запасами нефти 1.2 млрд.т.), Гечсаран (1.4 млрд.т.), Ахваз (1.2млрд.т), Биби-Хекиме (1.1 млрд.т), Пазанун и др. (Высоцкий, 1990). В 1999 году открыто гигантское Азадеган с извлекаемыми запасами 1.2 млрд.т (Терентьев, 2011).

Уникальное газонефтяное месторождение Пазанун открыто в 1961, приурочено к антиклинальной складке размером 8-10х50 км. Продуктивны известняки свиты Асмари, в которых выявлены две залежи: нефтяная с газовой шапкой и газовая. Высота этажа нефтегазоносности 1278 м, из которых 610 м приходится на газовую залежь. Начальные доказанные нефти на 1975 г. 475 млн.т, газа 1.4 трлн. м³ (спр. мест. 1976).

Газонефтяное месторождение Ага-Джари открыто в 1938 г. и приурочено к антиклинальной складке размером 6х60 км. Продуктивны известняки свиты Асмари и верхний мел. Запасы нефти 1.2 млрд. т и газа 263 млрд. м³ (спр. 1976 г). В середине 70-ых гг добыча составляла более 50 млн.т.

Северо-западнее рассмотренного ареала на территории Ирака выделяется Киркукский ареал зон НГН. Нефтегазоносны здесь известняки нижнего миоцена-эоцена, верхнего и нижнего мела. Антиклинальные зоны нефтегазонакопления представлены здесь узкими антиклинальными или брахиантиклинальными складками с широкими плоскими сводами и не очень крутыми крыльями в досреднемиоценовых породах. Более молодые отложения над сводами этих складок рассечены надвигами, по которым тектонические чешуи смещены на юго-запад. Ареал включает такие газонефтяные месторождения, как гигантское Киркук, крупнейшее Бий-Гассан и Джамбур.

Месторождение Киркук приурочено к антиклинальной складке размером 3-4х96 км и амплитудой 300-600 м, осложненной несколькими поднятиями и сбросами амплитудой до 180 м. На месторождении три залежи: верхняя наибольшая в известняках нижнего миоцена-эоцена и две немного меньшие по размерам в известняках верхнего и нижнего мела. Покрышками служат эвапориты свиты Фарс и пачки глинистых мергелей палеоцена и верхнего мела. Начальные доказанные запасы 2.18 млрд. т нефти и 79 млрд. м³ (спр. 1976 г.). В середине 70-ых гг. добыча составляла 45.5 млн.т.

На юго-востоке Ирана, на внутреннем борту Месопотамского прогиба, выделяется Бушир-Кешминский ареал газонакопления. Здесь выявлена большая группа чисто газовых месторождений Ирана (Кенган, Парс, Далан и др.) представленных брахиантиклинальными складками. Они заключают на глубинах около 3 км пластовые сводовые залежи в пермских известняках…….. перекрытых мощными высокопластичными ангидритами. На некоторых месторождениях газовые скопления достигают огромных размеров (Кенган 7-8 трлн. , Парс- 2,5 трлн. )

Газовое месторождение Кенган находится в южном Иране и приурочено к антиклинальной складке, осложнено сбросами с широким сводом (до 12 км) и амплитудой 1500 м. Продуктивные карбонатные отложения верхней перми толщиной 915 м на глубине 2900м. В разрезе выделяется несколько газонасыщенных горизонтов. Коллекторы трещинного типа, залежи пластовые сводовые.

В пределах внешней зоны Загроса выявлено несколько нефтяных месторождений (Шуром, Дудроу и др.) на которых продуктивна турон – альбская карбонатная толща.

За пределами рассмотренных ареалов зон НГН открыто самое крупное (по запасам газа) месторождение мира Северное (Поле)- Южный Парс в центральной части Персидского залива. По современным представлениям оно приурочено к Катарскому валу, простирающемуся на 160км от северо- восточного побережья Катара в территориальные воды Ирана. Часть месторождения находящаяся в водах Катара носит название Северное (Северный купол, Северное поле) и открыто было в 1971г, а часть месторождения в водах Ирана- Южный Парс. Разделены они разломом (Запивалов, 2009, Терентьев, 2011). Скопления углеводородов выявлены в меловых, юрских и нижний триас-верхнепермских отложениях. Меловые и юрские известняки нефтеносны, а известняки и доломиты свиты Хуфф (нижний триас-верхняя пермь) газоносны. Они образуют четыре газоносных горизонта. Наибольшей продуктивностью отличается самый нижний (верхнепермский горизонт). Коллекторы порово-трещинные с пористостью до 30% и проницаемостью 1200- 8000 мД (Русский, 2010). Из других источников следует, что на Северном куполе продуктивны верхнемеловые, а на Южном Парсе триасовые отложения (Запивалов, 2009). Некоторые исследователи в составе Северного месторождения выделяют самостоятельные нефтяные месторождения: Эш- Шахин и Бул- Хамайн. (Терентьев, 2011). Неоднозначно оцениваются и запасы. По одним источникам общие запасы оцениваются в 20-25 трлн. газа и 4,5 млрд.т. нефти (Запивалов, 2009), по другим данным общие запасы составляют 28 трлн. газа и 7 млрд.т нефти (Терентьев, 2011),при этом на Южном Парсе - 14,2 трлн. газа и 27 млрд.т нефти (Терентьев, 2011, Андрианов, 2012), на Северном поле 13,8 трлн. газа и 4,3 млрд.т. нефти (Терентьев). Добыча газа на Северном поле в 2006 г составила 25 млрд. и нефти 12 млн.т. На Южном Парсе 23 млрд. газа и 5,1 млн.т. нефти (Терентьев, 2011). В 2011г Южный Парс дал 105 млрд. газа (Мишин, 2012).

Центральноиранский нефтегазоносный бассейн.

Бассейн расположен в центральной части Северного Ирана, в пределах Иранского нагорья на месте крупной межгорной впадины, сформировавшейся на цоколе срединного массива. В современном структурном плане бассейн со всех сторон окружен складчатыми сооружениями Эльбурса, Тебес и выступами допалеозойского фундамента. Длина впадины 550 км, ширина 150- 450 км. Чехол, залегающий на дорифейском фундаменте сложен мезозойско-кайнозойскими, палеозойскими и вендскими отложениями максимальной мощностью 10-12км. В разрезе установлены многочисленные перерывы. Отложения, формирующие бассейн, наиболее изучены в верхней части и включают три литолого-стратиграфических комплекса: нижний красноцветно- эвапоритовый (эоцен- нижний олигоцен), средний преимущественно карбонатный (средний олигоцен- нижний миоцен) и верхний красноцветно- эвапоритовый (средний-верхний миоцен - плиоцен). Общая мощность этих комплексов 5,5- 6,5 км.

Осадочные отложения дислоцированы весьма неравномерно. Районы распространения крутых складок сменяются участками более спокойного залегания слоев осадочного чехла.

На западе, юго-западе преобладают крупные брахиантиклинальные структуры, асимметричные и симметричные, нарушенные сбросами.

Продуктивным комплексом является свита Кум (Ком), (олигоцен-нижний миоцен), сложенная мергелями, известняками, ангидритами, песчаниками, туфогенными породами.

Нефть, газ, конденсат содержатся в карбонатных породах. Мощность их достигает 300- 625 м, пористость 4-10 %, проницаемость повышается в трещиноватых известняках. Покрышкой для залежей служат ангидриты. Промышленные месторождения в бассейне расположены в юго-западной его части. Залежи нефтяные и газоконденсатные. Месторождения: газонефтяное Эльбурс, газоконденсатное Саредже. Залежи пластовые сводовые, характеризуются высокими пластовыми давлениями.

Перспективна и северо-восточная часть бассейна, где мощность свиты Кум достигает 800 м, выявлены многочисленные складки, отмечено проявление соляной тектоники.

Начальные потенциальные ресурсы бассейна оцениваются в 5,7 млрд.т. Доля газообразных углеводородов составляет 32% (И. Мазур. А. Лобов, 2004).