Літолого-стратиграфічна характеристика верхньокрейдяних та еоценових відкладів Середньокуринської западини (Азербайджан)

Глибоко залеглі мезозойські й палеогенові відклади Середньокуринської западини, що мають чималі ресурси, є основними комплексами, з якими пов’язані перспективи пошуку покладів нафти й газу. Один з основних показників нафтогазоносності – літолого-фаціальний склад умісних порід, зумовлений безпосереднім зв’язком акумуляційних процесів з тектонікою.На підставі аналізу кернового матеріалу параметричних і пошуково-розвідувальних свердловин, а також промислово-геофізичних досліджень встановлені обґрунтовані маркувальні горизонти, наводяться дані про літолого-фаціальні особливості й товщини стратиграфічних підрозділів верхньокрейдових та еоценових відкладів, вивчено розподіл проникних товщ і зміну їхніх колекторських властивостей у похованих структурах Середньокуринської западини.У межах досліджуваного регіону розріз верхньої крейди зазвичай складається трьома генетичними типами порід: осадовим, вулканогенно-осадовим і вулканогенним. Еоценові відклади представлені в глинистій (нижній еоцен), теригенно-карбонатній (середній еоцен) і теригенній (верхній еоцен) літофаціях. Виявлені закономірності зміни літофацій і товщин дали змогу виділити ділянки максимального накопичення опадів у зонах найінтенсивнішого прогинання, простежити межі басейнів у верхньокрейдову та еоценову епохи, що показано на складених картах. Отримані карти-схеми дають наочне уявлення про палеорельєф досліджуваної території до кінця верхньокрейдового й палеогенового етапів еволюції басейну. У розрізах зазначених комплексів встановлені ефузивні, карбонатні, піщані та алевролітові колектори, що мають значне поширення й потужність, яка збільшується в бік осьової лінії Середньокуринської западини.Отже, варто вважати, що виділена в розрізі верхньої крейди й еоцену зміна фацій супроводжується перервами в осадконакопиченні й розмивами, що становлять собою контактні зони й слугують сприятливим чинником для утворення пасток, контрольованих різнорідними екранами. У масштабі басейну основними регіональними флюїдотривами є глинисті породи майкопської світи (олігоцен-нижній міоцен), що в низці випадків незгідно перекривають нафтонасичені горизонти.