КОМПЛЕКСНА ПЕРЕОЦІНКА ВУГЛЕВОДНЕВОГО ПОТЕНЦІАЛУ РОДОВИЩ АПШЕРОН БАНКА ТА ДАРВІН БАНКА НА АПШЕРОНСЬКО-ПРИБАЛХАНСЬКОМУ СТРУКТУРНОМУ ПОРОЗІ - АБДУЛЛА-ЗАДА, Мурад; ЗАГІДОВА, Тамелла; ШАХБАЗОВ, Руфат (Вісник Київського національного університету імені Тараса Шевченка. Геологія, 2025)
Вступ. Південнокаспійський басейн є винятковою геодинамічною провінцією, що вирізняється надзвичайною потужністю осадового чохла та активними нафтогазоносними системами, що дає змогу віднести його до провідних нафтоносних регіонів світу. Оточений колізійними орогенними поясами, басейн акумулював понад 25 км осадових порід, з яких понад 10 км було відкладено протягом останніх шести мільйонів років. Така інтенсивна субсіданція й занурення відбувалися за умов аномально низького геотермічного градієнта, що сприяло триваючому формуванню вуглеводнів на глибинах понад 8–12 км. Регіонально поширені антиклінальні структури, інтерпретовані як складчасті згини, утворені над базальною площиною відриву, виявлено завдяки регіональній 2D-сейсморозвідці. Поєднання активної генерації вуглеводнів, наявності великих неосвоєних структурних пасток і сприятливого інвестиційного середовища підвищує стратегічне значення басейну в глобальному енергетичному секторі. У межах цієї тектонічно складної зони Апшеронсько-Предбалханський структурний поріг є однією з ключових нафтогазоносних провінцій, що охоплює низку стратегічно важливих родовищ, зокрема родовища Апшеронського банку та Банку Дарвіна. Це дослідження представляє цілісну, інтегровану з даними оцінку їхнього вуглеводневого потенціалу на основі багаторічних розвідок, історичних показників видобутку та геонаукових даних про надра. Родовищe Апшеронського банку відкрито у 1951 р. за 25 км на північ від острова Піраллахи, а родовище Банку Дарвіна – у 1950 р.; обидва мають тектонічну спорідненість з прилеглими антиклінальними структурами та є центральними об’єктами цього аналізу. Методи. Для оцінки характеристик колекторів проведено геолого-геофізичні дослідження, що включали стратиграфічну кореляцію, аналіз пластових тисків та продуктивності. Дані кернового матеріалу та сейсморозвідки інтегрувалися з петрофізичними параметрами – пористістю, проникністю, насиченням флюїдами – з метою характеристика продуктивних горизонтів (зокрема, кіpмакинського та калинського ярусів). Результати. Результати вказують на наявність значних скупчень вуглеводнів у нижньопліоценових відкладах Продуктивної серії. Початкові запаси родовища Апшеронського банку за категоріями B+C1+C2 оцінюються у 6,3 млн т нафти та понад 2,5 млрд м³ розчиненого й вільного газу. Станом на січень 2022 р. пробурено 74 свердловини, які забезпечили видобуток 495,8 тис. т нафти та близько 1,2 млрд м³ газу, що становить 39,4 % від оцінених вилучених запасів нафти. Родовище Банку Дарвіна, розробка якого здійснювалася через 776 свердловин, дало близько 17,9 млн т нафти та 1,4 млрд м³ розчиненого газу, при цьому було вилучено майже 80 % прогнозованих вилучених запасів. Поточні роботи зосереджено на завершальному етапі продуктивного циклу родовища, коли спостерігається зниження дебітів та зношеність інфраструктури, що створює експлуатаційні труднощі. Висновки. Дослідження підкреслює необхідність подальшого впровадження заходів підтримки пластового тиску, застосування методів підвищення нафтовилучення (EOR) та оптимізації режимів закачування води з метою продовження терміну ефективної експлуатації родовищ. Також наголошується на важливості безперервного геологічного, петрофізичного та гідродинамічного моніторингу для реалізації адаптивного управління розробкою, особливо в умовах зрілих шельфових об’єктів Південнокаспійської нафтогазоносної провінції.