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).

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)

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).

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 (N₁^1-2), 2 – Сацхениси (N₁^1-2), 3 – Самгори-Патардзеули (P₂^2-3), 4 – южный купол Самгори (P₃²), 5 – Ниноцминда (P₃²), 6 – Телети (P₁–P₂¹), 7 – Рустави (P₁–P₂¹), 8 – Западное Рустави (P₂²), 9 – Мцарехеви (N₂³), ¹⁰ – Тарибани (N₂¹), 11 – Байда (N₁³S), 12 – Мирзаани (N₂¹), 13 – Патара Шираки (N₂¹), 14 – Назарлеви (N₁³), 15 – Ильдокани (K₁ap-ol))

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).

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-Джавскав зона складчатой системы Большого Кавказа; II – Закавказская межгорная область; II₁ – Колхидскай (западная) зона погружения (Грузинской глыбы); II₂ – Имеретинская (центральная зона) воздымания (Грузинской глыбы); антиклинальные структуры: 1 – Гантиадская, 2 – Агаракская, 3 – Звандрипшская, 4 –Хопская, 5 – Защирбарская, 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 – Хобская, 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

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*  (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.

* Редколлегия журнала не разделяет мнение авторов об участии в процессах нефтеобразования газопаровой смеси, образующейся за счет дегазации мантии и вулканической деятельности.

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.