Пожалуй, наиболее наглядным в этом отношении является уже упоминавшееся выше Сиазанское месторождение, расположенное в Республике Азербайджан в 100 км с небольшим к северо-западу от г. Баку. Разрабатывается это месторождение с 1941 г. Однако столь длительный срок его эксплуатации совершенно не означает, что разведка месторождения завершена и что оно не нуждается в проведении поисковых работ, которые вполне могут растянуться не на один десяток лет. Из дальнейшего изложения будет видно, что не может и не должно быть расхождений во взглядах в вопросе о необходимости прослеживания зоны нефтегазонакопления вдоль ее простирания и в направлении на запад — северо-запад, и в направлении на восток — юго-восток. Трудности здесь связаны со сложным горно-складчатым рельефом и залесенной местностью в первом направлении и необходимостью проведения работ в морских условиях во втором.
Возможности прослеживания Сиазанского месторождения в направлении на запад — северо-запад, особенно уже в пределах Дагестана, т.е. фактически на территории Российской Федерации, резко усложняются в связи с развитием покровной тектоники. Распространение последней едва ли может быть ограничено на юге, как это допускают Б.А. Соколов и другие исследователи [58], Гунибским линеаментом. В этом случае покровной тектоникой характеризуется лишь территория, в пределах которой на поверхности выступают в основном меловые отложения, хотя участие в строении аллохтонных чешуй сланцевой толщи нижней и средней юры в той же работе [58] на поперечных профильных разрезах показано вполне определенно. Достаточно обоснованным представляется предположение, что Дагестанский клин в указанных границах соответствует фронтальной зоне Дагестанского пояса надвигов и что последний охватывает значительную часть Горного Дагестана с широким развитием непосредственно на поверхности преимущественно сланцевых пород нижней и средней юры.
Южной границей аллохтонного комплекса, сложенного в основном юрскими и меловыми отложениями, следует скорее считать западное продолжение Сиазанского разлома-надвига. В этом плане весьма примечательно выглядит русло р. Самур. Почти прямоугольный изгиб этого русла вполне может быть обусловлен формированием и перемещением в пространстве аллохтонного комплекса. Иначе говоря, русло р. Самур необходимо рассматривать как морфологическое и орографическое выражение тектонических процессов, определивших покровную структуру Восточного Предкавказья. Очевидно, не случайно широтное колено Самура оказалось непосредственно на западном продолжении Сиазанского разлома, а близдолготное колено русла той же реки хорошо совпало с одноименным (Самурским) поперечным разломом [4], явно ограничивающим Дагестанский пояс надвигов на востоке.
Если считать достаточно обоснованными высказанные предположения, амплитуда горизонтальных перемещений в Восточном Предкавказье может превысить 60—70 км, а суммарная мощность аллохтона — составить в тыльной части 5—6 км. Такие прикидки обусловлены тем, что глубины залегания очагов землетрясений здесь не превышают 7 км [43], а наиболее вероятной следует считать их приуроченность к поднадвиговой толще пластичных пород миоцена и палеогена. При современной технике бурения это предположение может и должно быть проверено, что приобретает исключительное значение и с точки зрения сейсмичности, поскольку будет внесена определенность и даже ясность в вопрос о ее геологической природе, и в отношении оценки перспектив нефтегазоносности поднадвигового блока пород.
Учитывая возможности современной техники бурения, Горный Дагестан может стать на территории Российской Федерации наиболее подходящим полигоном для решения проблемы сейсмичности, по крайней мере неглубокофокусной (мелкофокусной, приповерхностной), с которой в основном связываются землетрясения с разрушительными и катастрофическими последствиями. Вместе с тем, только бурение может подтвердить мнение о приуроченности очагов таких землетрясений к жильным месторождениям углеводородов в толщах пластичных пород [26]; практическую значимость этого трудно переоценить.
Отношение к вопросу о проведении поисковых работ вкрест простирания Сиазанской зоны нефтегазонакопления, в направлении ее падения или падения нефтегазовой залежи, находится уже в прямой зависимости от представлений о ее структурном положении и, прежде всего, о взаимоотношениях между зоной нефтегазонакопления и разрезом отложений. Представление о стратифицированном характере нефтегазо-насыщения в основном не потребует прослеживания залежи по падению. Но в этом случае, во-первых, речь должна идти о нескольких залежах, приуроченных к отложениям среднего миоцена (чокракский горизонт), нижнего миоцена-олигоцена (майкопская серия пород), эоцена, палеоцена и верхнего мела вплоть до его подошвенного сеноманского яруса. И, во-вторых, труднообъяснимым становится положение о небольшой ширине зоны нефтегазонакопления, приуроченной строго к полосе тектонического контакта между меловыми и палеоген-миоценовыми отложениями.
Структурное положение Сиазанского месторождения определяется его приуроченностью к северной периферии мезозойского ядра мегантиклинория Большого Кавказа в зоне его юго-восточного погружения. Здесь мезозойское ядро мегантиклинория резко в виде горста выдвинуто вверх по вертикали, что в полосе Сиазанского месторождения нашло свое яркое отражение в тектоническом контакте между мезозойскими (в основном меловыми) и кайнозойскими отложениями. Большая, не менее 3—4 км, амплитуда вертикальных смещений по соответствующему разлому, известному также под названием Сиазанского, обусловила его трансформацию в верхней, приповерхностной части в надвиг. В результате меловые отложения приподнятого блока в виде козырька, частично сохранившегося от эрозии, перекрыли палеоген-миоценовые образования поверхностного выполнения передового Куса-ро-Дивичинского прогиба, расположенного севернее.
Такой характер перехода от меловых пород горста ме-гантиклинория Большого Кавказа к палеоген-миоценовым отложениям грабенообразно построенного смежного прогиба явился, очевидно, решающим фактором образования линейно вытянутой в полосе тектонического контакта зоны нефтегазонакопления. Она строго приурочена к названному разлому-надвигу, активные разнонаправленные вертикальные перемещения по которому двух смежных блоков пород привели к образованию в этой приграничной полосе зоны дробления и высокой тектонической трещиноватости пород. Иначе трудно объяснить происхождение месторождения или зоны нефтегазонакопления, морфологически выраженного в виде жильного тела, которое, как указывалось выше, при ширине не более 400—500 м прослежено бурением к настоящему времени на 80 км, а по падению на глубину до 2000 м.
Диапазон нефтегазоносности в пределах месторождения не имеет каких-либо определенных стратиграфических границ. Нефтеносным является весь пройденный скважинами и находящийся в тектоническом контакте разрез верхнего мела, слагающего приподнятый блок, и залегающих в опущенном блоке отложений палеогена и миоцена, включая средний отдел последнего. О благоприятных коллекторских свойствах пород указанного интервала разреза в обстановке их спокойного, без проявления разрывных нарушений, залегания едва ли пришлось бы говорить, поскольку верхний мел представлен здесь преимущественно тонким флишевым чередованием различных песчаников, известняков, мергелей и глин, а отложения палеогена и миоцена могут быть охарактеризованы как явно глинистые, содержащие очень тонкие, иногда сближенные, в основном в нижнем миоцене (верхняя часть майкопской серии пород), прослои песчаников.
Структурное положение зоны нефтегазонакопления в пределах Сиазанского месторождения, по мнению авторов, наглядно показано на двух прилагаемых поперечных разрезах (рис. 5, 6), положение которых, как и разрезов ряда других месторождений, показано на прилагаемой схеме (рис. 7). Два разреза приведены потому, что они наглядно демонстрируют изменения в строении месторождения вдоль его простирания. Разрывное нарушение в одном сечении представляет собой надвиг с хорошо сохранившейся в виде козырька надвинутой частью, в другом — имеет вид крутопадающего разлома. При этом в тектоническом контакте с кайнозойскими (преимущественно майкопская серия пород) отложениями опущенного блока находятся разные интервалы разреза верхнего мела приподнятого блока — более высокие его горизонты (верхний сенон) слагают горизонтальное колено (козырек) надвига, а нижние ярусы (коньяк, турон, сеноман) — крутопадающую его часть.
Учитывая, что в обоих сечениях нефтегазоносными, точнее, в основном нефтеносными, оказались все пройденные скважинами отложения верхнего мела, накопление углеводородов здесь необходимо связывать исключительно с приразломной полосой тектонического дробления и высокой трещиноватости пород. Ведь фактически оба сечения представляют разные части, точнее, разные гипсометрические отрезки одной и той же зоны нефтегазонакопления, одной и той же залежи. А это означает, что на площади Амирханлы (см. рис. 6) представляется целесообразным проведение поискового бурения к югу или юго-западу от уже разведанной и разрабатываемой части месторождения.
Весьма интересной и даже поучительной представляется история освоения Сиазанского месторождения. В начальной стадии его разработки структурное положение месторождения определялось его приуроченностью к северному, опущенному по разлому блоку пород, где отложения палеогена-миоцена и более высокие горизонты кайнозоя характеризуются моноклинальным падением на север — северо-восток. Вот эта моноклиналь, которая выделялась под названием Прикаспийско-Кубинской или Прикаспийской Третичной, рассматривалась в качестве нефтегазоносной структуры, а роль основного нефтегазоносного объекта отводилась майкопской серии пород олигоцена-нижнего миоцена. Нефтега-зоносность в ее разрезе связывалась с тонкими, часто сближенными, особенно в верхней (нижний миоцен) части этой серии, прослоями песчаников [62].
Мнение о приуроченности зоны нефтегазонакопления в пределах Сиазанского месторождения к полосе моноклинального залегания отложений, но теперь уже не только олигоцен-нижнемиоценовых, а всего интервала разреза от сеномана до среднего миоцена, по-прежнему имеет своих сторонников [76]. Но ведь совершенно очевиден тот факт, что меловые отложения вскрыты не в пределах того же опущенного блока. Это уже не та Прикаспийская Третичная моноклиналь, где в 40-е гг. основным объектом эксплуатации была майкопская серия пород. Меловые отложения слагают южный приподнятый блок и залегают выше не только структурно, но нередко, а то и в основном, гипсометрически. Это стало очевидным по мере прослеживания месторождения по его простиранию и появления явных признаков нефтегазо-носности и нижних горизонтов палеогена. Для сплошного, без пропуска каких-либо интервалов разреза, отбора углеводородов в эксплуатационные скважины стали спускать фильтры высотой до 1000 м, при том, что максимальная глубина скважин в основном не превышает 2000 м.
Вероятно, небольшая ширина залежи в плане обусловлена тем, что она не полностью прослежена по падению поисковым и разведочным бурением. Этот вопрос, как и вопрос о том, как далеко вглубь уходит залежь, которая при этом, вероятнее всего, будет расширяться, может быть решен бурением более глубоких (около 5—6 км) скважин вкрест ее простирания.
Сиазанское месторождение вообще представляется интересным объектом решения вопросов методического характера и прежде всего по проведению поисково-разведочных работ с целью выработки оптимальных способов разработки жильных месторождений углеводородов. Для Сиазанского месторождения, в частности, становится очевидным, что избирательный отбор нефти из большого числа скважин, пробуренных в течение первых двух-трех десятилетий его эксплуатации, обусловил пропуск в этих скважинах значительных интервалов разреза, оставшихся неопробованными.
Чтобы завершить описание Сиазанского месторождения, для подтверждения его жильной природы сошлемся на факт резких (от 1 до 120 т/сут) колебаний дебитов скважин по простиранию месторождения, имевших место особенно в начальной стадии его разработки. Эти различия объяснялись линзовидным характером залегания песчаных прослоев и пачек среди глин в разрезе все той же майкопской серии пород. Однако они вполне (и даже логичнее) могут быть обусловлены изменениями в степени трещиноватости пород в зоне тектонического нарушения вдоль его простирания и тем, что разработка проводилась без учета трещинного характера коллектора и приразломной природы месторождения.
И еще один не менее интересный факт. Севернее Сиазанского месторождения, в небольшом удалении от него, но уже в пределах передового Кусаро-Дивичинского прогиба (восточное звено Предкавказского передового прогиба) параллельно месторождению прослеживается цепочка антиклинальных поднятий с явно более благоприятными условиями для формирования антиклинальных пластовых залежей нефти и газа, по крайней мере в миоценовых отложениях. Речь идет о прогибе с мощным осадконакоплением в течение кайнозоя и с преобладанием, в частности в разрезе палеогена и миоцена, глинистых отложений. Очевидно, что в этом прогибе в кайнозое активно протекали процессы нефтегазообразования, что подтверждается не только наличием Сиазанского месторождения, но и нефтегазопроявлениями, имевшими место при бурении в пределах указанной цепочки антиклинальных поднятий. К сожалению, несмотря на большой объем проведенного здесь бурения и достаточно большую, до 5000 м, глубину скважин, промышленная нефтегазоносность пройденных скважинами отложений, в том числе рассматриваемых в качестве высокоперспективных отложений верхней части майкопской серии пород, так и не была установлена. Восточное из этих поднятий — Кайнарджинская антиклиналь осложнена крупным грязевым вулканом, что говорит о нефте-газонасыщении глинистых отложений палеоген-миоцена и свидетельствует о необходимости проведения специальных исследований по выявлению в их разрезе жильных скоплений углеводородов.
Расположенное в пределах Куринской межгорной впадины на территории Азербайджана месторождение Мурадханлы не менее наглядно демонстрирует связь зоны нефтегазонакопления с приразломной полосой дробления пород. И для этого месторождения характерен широкий возрастной диапазон нефтегазонасыщения от чокракского горизонта среднего миоцена до подошвенного сеноманского яруса верхнего мела. При этом нижний возрастной уровень нефтегазонасыщения нельзя считать установленным: сеноманский ярус — самый древний из горизонтов, вскрытых бурением при глубине скважин до 5 км. Нефтегазонасыщение в пределах месторождения связано с различными породами: и с терригенными, в основном глинистыми (средний и нижний миоцен, верхний и нижний палеоген), и с вулканогенно-осадочными с преимущественным развитием туфопесчаников (средний палеоген), и с карбонатными (верхняя часть верхнего мела), и с изверженными, главным образом порфиритами (нижняя часть верхнего мела). Это разнообразие литологического состава пород определяет характер нефтегазонасыщения по разрезу: размеры залежи или зоны нефтегазонакопления сокращены на уровне развития глинистых пород, они возрастают в створе с карбонатными и вулканогенно-осадочными породами и достигают максимальных размеров в интервале распространения сугубо вулканогенных, изверженных пород.
Все эти особенности месторождения можно объяснить лишь его приуроченностью к границе двух смежных блоков пород с резкими контрастами их разнонаправленных вертикальных движений. Приподнятый блок соответствует в данном случае хорошо известному по публикациям Талыш-Вандамскому погребенному поднятию, которое обособляется в виде крупного поперечного структурного элемента в Ку-ринской межгорной впадине, ограничивая одновременно с запада Южно-Каспийскую впадину. В поле силы тяжести этому поднятию соответствует столь же крупный региональный максимум силы тяжести, что в свое время сыграло не последнюю роль в организации и проведении здесь примерно в 40 км к юго-востоку от месторождения Мурадханлы бурения Саатлинской сверхглубокой скважины.
Переход от названного поднятия к смежному на западе опущенному блоку пород (Евлах-Агджабединский прогиб) происходит по системе тектонических нарушений, по которой поверхность мезозойских отложений ступенчато в целом и постепенно, с возможными отступлениями от этой постепенности, опускается от 3 км (приподнятый блок) до глубин 5—6 км и более в пределах опущенного блока. Этой системой разрывов само месторождение в поперечном сечении расчленено на ряд более мелких блоков с несколько выдвинутым вверх в виде горста центральным блоком. Такое строение месторождения, очевидно, означает, что оно локализовано в зоне интенсивного тектонического дробления пород, ширина которой и степень разбитости должны изменяться (и действительно изменяются) в прямой зависимости от их плотностной характеристики. В результате зона нефтегазона-сыщения в вертикальном разрезе месторождения Мурадханлы выражена в виде жильного образования, ширина которого, как и самой зоны дробления пород, изменяется вместе с изменениями в литологии пород по разрезу (рис. 8). Распределение нефтегазонасыщения по разрезу в поперечном сечении месторождения более наглядно можно показать на крупномасштабном изображении локального участка (рис. 9), соответствующего западному флангу месторождения.
Месторождение Самгори связано с совершенно иными с генетической точки зрения условиями нефтегазонакопления и представлено принципиально иным типом залежи. Расположено оно в пределах Куринской впадины, но уже в Восточной Грузии. Более конкретное определение расположения месторождения Самгори — междуречье Куры и ее левого притока — р. Алазани. Здесь Куринская впадина в плане резко сужена по сравнению с ее восточной прилегающей к Южному Каспию частью. Но и на этом отрезке она представляет собой единый нерасчлененный в структурном рельефе поверхности мезозойских отложений прогиб с мощным, порядка 8—10 км и более, кайнозойским поверхностным выполнением.
Это структурное единство Куринской впадины, сохраняющееся на всем ее протяжении, за исключением участков, соответствующих погребенным выступам и характеризующихся незначительной амплитудой кайнозойского прогибания, в Притбилисском районе, где локализовано месторождение Самгори, четко выражено в аномальном поле силы тяжести в виде единого фактически недифференцированного регионального минимума. Геологическое истолкование последнего серьезных дискуссий вызывать не должно, так как резкие плотностные различия в разрезе здесь приурочены к границе между кайнозоем и мезозоем, к зоне перехода от палеогена к мелу. Принципиально важным следует считать положение о том, что мезозойские отложения, по крайней мере, на востоке Большого Кавказа, в Куринской и ЮжноКаспийской впадинах представляют собой верхнюю часть единого докайнозойского консолидированного комплекса или кристаллического фундамента в геофизическом понимании этого термина. Наиболее убедительно это показали результаты бурения Саатлинской сверхглубокой скважины, свидетельствующие о том, что мезозойские отложения, включая меловые и юрские (из разреза последних скважина так и не вышла при забое 8200 м с небольшим), обладают скоростными и плотностными характеристиками гранитного и даже базальтового слоев. Представляется поэтому наиболее вероятным, что складчатая структура кайнозойских отложений в сечении через месторождение Самгори-Патардзеули-Ниноцминда, как и в других сечениях Куринской впадины, построена автономно относительно рельефа поверхности мезозойских отложений, и чешуйчатость в их строении проявляется во всей толще кайнозойских отложений, включая весь комплекс палеогена.
Представленный поперечный профильный разрез месторождения Самгори (рис. 10) следует рассматривать как реконструкцию разреза, заимствованного из работы А.М. Красовского, Г.М. Усанова, Д.Ю. Папава и др. [41], применительно в основном к его нижней, палеогеновой, части. Но выполнена эта реконструкция в строгом соответствии с характером изменений значений силы тяжести вдоль профильного разреза. Такая реконструкция приобретает принципиальное значение. Она определяет совершенно иную суть структурной позиции месторождения Самгори и морфологического облика нефтегазовой залежи. Более вероятной выглядит ее приуроченность к осевой полосе крупной антиклинальной структуры, представленной в виде единой зоны дробления и высокой трещиноватости пород, несмотря на то, что вдоль своего простирания шарнир этой структуры ундулирует и она распадается на три куполовидных поднятия. Только поэтому залежь прослеживается непрерывно в виде жильного образования, формирование которого обусловлено наличием трещинного коллектора. Иначе трудно объяснить и такой факт, как нефтегазонасыщение в пределах залежи туфов, туфоаргиллитов, туфобрекчий и даже порфиритов.
Жильным характером залежи на месторождении Самгори вполне определенно объясняется и возрастание стратиграфического диапазона пород, с которыми она связана. Имеется в виду нефтегазонасыщение верхнеэоценовых, но уже терри-генных пород на участках Патардзеульской и Ниноцминд-кой ундуляций. И здесь нефтегазонасыщение приурочено к осевой части поднятия, непосредственно к приразломной полосе повышенной трещиноватости пород.
В соответствии с рассмотренной структурной позицией нефтегазовой залежи на месторождении Самгори (см. рис. 10) нефтегазоносными здесь могут оказаться и более низкие горизонты палеогена, не исключая и отложений палеоцена, несмотря на их возможный глинистый состав. Для изоклинально-чешуйчатой складчатости, обусловленной в первую очередь развитием пластичных или преимущественно пластичных пород, характерно их уплотнение в приосевых частях складок или в приразломных зонах вообще, превращение их в этих условиях в пористые образования, естественно, за счет высокой трещиноватости, и возникновение в этих условиях зон АВПД в результате высокой аккумуляции флюидов. Именно к осевым зонам антиклинальных складок в обстановке формирования изоклинально-чешуйчатой складчатости применимо прежде всего утверждение Дж. Буруса и Дж. Рудкевича, что "... уплотнение пород с низкой проницаемостью приводит к появлениям аномально высоких давлений обычно в сочетании с высокой пористостью" [14, с. 34].
В соответствии с изложенным на рис. 10 показана целая группа приосевых залежей углеводородов. Однако к этому разрезу необходимо относиться как к схематическому изображению картины взаимоотношений между складчатой структурой поверхностного выполнения прогибов с преимущественным развитием пластичных плохопроницаемых пород и локализацией зон нефтегазонакопления. Приуроченность последних к каждой из антиклинальных складок следует рассматривать лишь как степень вероятности, а не строгой обязательности. Но, очевидно, что перспективы формирования указанного вида залежей необходимо связывать с каждой из антиклинальных складок. Более того, на разрезе не показана локализация приосевых залежей углеводородов в его северной части, в поднадвиговом блоке. А это не только не исключается, а представляется весьма вероятным. Просто изображение даже принципиальных особенностей строения подпокровного блока пород требует очень надежной аргументации. Но развитие покровной тектоники в зоне сочленения Большого Кавказа с Куринской впадиной, которая показана на приведенном разрезе, носит далеко не локальный, а региональный характер. С покровной тектоникой связана и достаточно высокая сейсмичность рассматриваемой структуры, которая в свою очередь (об этом речь пойдет в специальной главе), вероятнее всего, обусловлена формированием приразломных (приосевых) нефтегазовых залежей.
Список месторождений, для которых характерны приразломное происхождение, тектоническая природа самих коллекторов или зон нефтегазонасыщения, не может быть ограничен теми тремя (Сиазань, Мурадханлы, Самгори), описание морфологического облика которых приведено выше. К их числу следует отнести и те, которые либо уже упоминались при рассмотрении вопроса о необходимости выделения категории жильных месторождений нефти и газа, либо будут кратко охарактеризованы в качестве более надежной аргументации положения о развитии в земной коре нового вида залежей нефти и газа. Имеются в виду, в частности, месторождения Оймаша, Тарсдалляр и Зардоб. Но более детальная картина их морфологических особенностей не добавит дополнительных данных к характеристике жильных месторождений углеводородов. Подробно описанные в настоящей главе месторождения представляют собой, по мнению авторов, три наиболее типичные разновидности с явно выраженной жильной природой локализации нефтегазовых углеводородов.
Кроме того, для обоснования наличия новой категории нефтегазовых месторождений необходимо не просто большое число свидетельств, а их принципиальный характер, доказывающий существование качественно иного природного образования. Месторождения Сиазань, Мурадханлы и Сам-гори следует, на наш взгляд, рассматривать в качестве стратотипических, представляющих три разновидности жильных месторождений нефти и газа. Суть настоящего исследования заключается в стремлении перевести вопрос о существовании таких месторождений из разряда дискуссионных в разряд доказанных природных явлений и обеспечить тем самым прогресс в развитии нефтегазовой геологии и соответствующий прогресс в проведении практических мероприятий.
Что же касается других месторождений, то, например, месторождение Оймаша находится, скорее всего, в структурных условиях, близких или аналогичных структурному положению месторождения Сиазань. В такой обстановке не исключена возможность нефтегазонасыщения консолидированных или кристаллических пород, включая и интрузивные образования. Южный Мангышлак, в пределах которого расположено месторождение Оймаша, вообще представляет собой регион, явно перспективный с точки зрения формирования приразломных зон нефтегазонакопления. Специально выполненный именно с таких позиций анализ геолого-геофизи-ческих материалов [28] убедительно показал, что нефтегазо-носность разновозрастных формационных комплексов Южного Мангышлака может быть раскрыта значительно полнее с учетом существенной роли тектонических нарушений в создании и распространении приразломных зон нефтегазонакопления (см. рис. 3). Очевидно, Южный Мангышлак вполне можно рассматривать в качестве региона, свидетельствующего не только о контрастном характере разнонаправленных тектонических движений, но и о благоприятной структурной обстановке формирования жильных месторождений углеводородов в пределах молодых эпигерцинских платформ.
Относительно месторождения Тарсдалляр можно сказать, что даже при недостаточной полноте его структурной характеристики [69] представляется наиболее вероятным его сходство с месторождением Самгори, с которым оно располагается в одной структурной зоне. К сожалению, оценка структурной позиции нефтегазовой залежи на месторождении Тарсдалляр, приведенная в работе А.М. Шихлинского, М.Б. Хеирова и Ш.А. Мустафаева [69], как и в случае с месторождением Самгори [41], исходит из принципа соответствия строения кайнозойских и мезозойских отложений. Объединение мезозойских и палеогеновых или только верхнемеловых и палеогеновых отложений в единый структурно-формационный комплекс допускается и в большой сводной работе коллектива геологов и геофизиков Азербайджана [8]. Но, исходя из характера аномального поля силы тяжести в рассматриваемом регионе, о чем речь шла при описании месторождения Самгори, такое объединение выглядит скорее условным, нежели надежно обоснованным. Месторождение Тарсдалляр локализовано в пределах того же регионального минимума силы тяжести, что и месторождение Самгори, но уже в его южной бортовой части, в полосе достаточно резких изменений силы тяжести, соответствующих столь же резкому характеру изменений в гипсометрии рельефа поверхности мезозойских отложений.
Рассматривая расположение скважин, пробуренных на месторождении Тарсдалляр (рис. 11), нетрудно убедиться в линейной протяженности залежи углеводородов. Скважины, которые оказались продуктивными, едва ли случайно буквально вытянулись в линию. Локализация этих скважин не оставляет сомнений в том, что нефтегазовая залежь прослеживается узкой полосой по простиранию антиклинальной складки и, вероятнее всего, приурочена к осевой зоне последней, осложненной разрывом, и вместе с этим разрывом в виде жильного тела погружается в северном направлении. Крутизна погружения представляется довольно значительной, судя по сводной структурной схеме, приведенной в указанной выше коллективной работе (69). К сожалению, из-за отсутствия материалов не удалось показать залежь в поперечном разрезе месторождения Тарсдалляр с учетом мнения авторов настоящей работы. Однако отсутствие надежных данных о расчленении разреза отложений, пройденных скважинами, как это показано на рис. 11, и масштабе не позволяет, к сожалению, выполнить такую реконструкцию. Но по крайней мере о жильном характере залегания углеводородов и приразломной природе такого их залегания на месторождении Тарсдалляр можно судить по тому, что все попытки обнаружить продолжение залежи на крыльях антиклинальной складки оказались безуспешными. Вместе с тем только приразломным характером зоны нефтегазонакопления можно объяснить весьма значительные (сотни тонн) дебиты первых скважин, пробуренных в приосевой полосе антиклинали, где поровые давления должны быть высокими или, скорее, аномально высокими.
Наконец, рассмотрим еще одно из упоминавшихся месторождений — Зардоб. В его пределах, как указывалось выше, бурением, скорее всего, вскрыта та же зона нефтегазоносности, что и на месторождении Мурадханлы. Она приурочена к той же полосе раздробленных и высокотрещиноватых пород, связанных с системой тектонических нарушений, прослеживаемых по западной периферии Талыш-Вандамского погребенного поднятия (см. рис. 4).