Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа, 2012, №3

№3
2012

Главный редактор: Керимов В. Ю.
– д. г.-м. н., профессор, зав. кафедрой теоретических основ поисков и разведки 
нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Зам. главного редактора: Лобусев А. В.
– д. г.-м. н., профессор, декан факультета геологии и геофизики нефти и газа, 
зав. кафедрой промысловой геологии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Члены редколлегии:

Гаврилов В. П.
– д. г.-м. н., профессор, зав. кафедрой геологии РГУ нефти и газа 
им. И.М. Губкина

Гридин В. А.
– д. г.-м. н., доцент, зав. кафедрой геологии нефти и газа Северо-Кавказского 
государственного технического университета

Гулиев И. С.
– д. г.-м. н., профессор, зам. директора по научной работе Института Геологии 
Национальной Академии Наук Азербайджана

Гурбанов В.Ш.
– д. г.-м. н., профессор, проректор Азербайджанской Государственной 
Нефтяной Академии

Дмитриевский А. Н.
– академик РАН, д. г.-м. н., профессор, директор Института проблем 
нефти и газа РАН и Минобразования РФ, зав. кафедрой моделирования 
месторождений углеводородного сырья РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Ермолкин В. И.
– д. г.-м. н., профессор кафедры теоретических основ поисков и разведки 
нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Карнаухов С. М.
– к. г.-м. н., советник директора филиала Gazprom International

Ковалев А.О.
– к. т. н., генеральный директор ОАО «Центр Наукоемких Технологий»

Котенев Ю. А.
– д. т. н., профессор, зав. кафедрой геологии и разведки нефтяных и газовых 
месторождений Уфимского государственного нефтяного технического 
университета

Мартынов В. Г.
– к. г.-м. н., д. э. н., профессор, ректор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 
действительный член Международной Академии высшей школы

Мурадов А. В.
– д.т.н., профессор, проректор по научной работе РГУ нефти и газа 
им. И.М. Губкина

Шилов Г. Я.
– д. г.-м. н., профессор, зам. начальника отдела геологии и разработки морских 
месторождений ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром»

Ответственный секретарь: Монакова А. С.
– ассистент кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа 
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Редакционная коллегия:

АДРЕС РЕДАКЦИИ

Почтовый адрес: 119991, г. Москва, 
Ленинский проспект, 65, корпус 1, ком. 832 
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ 
УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ и ГАЗА
имени И.М. Губкина, кафедра теоретических 
основ поисков и разведки нефти и газа

Телефон: (8-499) 135-85-26
Сайт: http://www.gubkin.ru
e-mail: topr-journal@mail.ru

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №3/2012 (3)

Содержание
№3

 3 ПОЗДРАВЛЕНИЕ С ПРИСУЖДЕНИЕМ ГУБКИНСКОЙ ПРЕМИИ

 4 В.Ю. Керимов, М.З. Рачинский, Р.Н. Мустаев, У.C. Серикова, Н.В. Мукашева. ПРОГНОЗ 
И ПОИСКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЯХ 
АКВАТОРИИ ЮЖНОГО КАСПИЯ

 14 А.И. Тимурзиев. ПРИСДВИГОВАЯ НЕФТЬ: ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ 
И РАЗВЕДКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

 20 А.В. Бондарев, А.В. Осипов, А.С. Монакова, М.И. Бурцев. ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ И ГЕНЕРАЦИЯ 
УВ В ЗОНЕ СОЧЛЕНЕНИЯ ПРИКАСПИЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ И ПРЕДУРАЛЬСКОГО 
ПЕРЕДОВОГО ПРОГИБА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

 27 Е.Ю. Волк, Г.Н. Потемкин. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ 
НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ ЮЖНОЙ ЧАСТИ 
КАМСКОКИНЕЛЬСКОЙ СИСТЕМЫ ПРОГИБОВ

 31 Г.Я. Шилов, Е.И. Василенко. ОБОСНОВАНИЕ ГРАНИЦ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ 
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КОРРЕЛЯЦИИ ЗОН АВПоД (НА ПРИМЕРЕ ОРЕНБУРГСКОЙ ЗОНЫ ПРЕД
УРАЛЬСКОГО ПРОГИБА)

 36 В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, У.C. Серикова, С.А. Алиева. РЕГИОНАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ 
ГЕНЕРАЦИИ И АККУМУЛЯЦИИ УВ В СЕВЕРО- И СРЕДНЕ-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЕ 
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

 45 О.П. Давыдова, А.В. Городнов, В.Н. Черноглазов. ОЦЕНКА НЕУПРУГИХ ДЕФОРМАЦИЙ 
ГЛИНИСТЫХ ПОРОД 

 48 К.В. Казаков, А.О. Палий. ПЕРСПЕКТИВЫ ПОВТОРНОГО ВВОДА ДЛИТЕЛЬНО ПРОСТАИ
ВАЮЩИХ ПО ПРИЧИНЕ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН

 52 В.Г. Борисов, М.Г. Сваровская. ПРИМЕНИМОСТЬ МУН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ 
С ВЫСОКОВЯЗКИМИ НЕФТЯМИ НА ПРИМЕРЕ РУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 58 Р.З. Мухаметшин, С.А. Пунанова. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 
ГИПЕРГЕННО ПРЕОБРАЗОВАННЫХ НЕФТЕЙ

 63 Д.В. Коровин, С.Н. Туркин, А.В. Мельков. КОМБИНИРОВАННАЯ СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ 
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ПАРОТЕПЛОВЫМ СПОСОБОМ

 68 М.В. Захарченко, А.В. Осипов, А.C. Монакова. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ И ОЦЕНКА 
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА

 78 А.А. Поправко. МОДЕЛИРОВАНИЕ УПРУГИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД ДЛЯ ЦЕЛЕЙ 
СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНВЕРСИИ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

 83 НАУЧНОПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ПРАКТИКА В ГЕРМАНИИ 

 86 УЧЕБНИК «ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА»

 88 ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ АВТОРОВ

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА, 
ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ

ТЕХНОЛОГИИ ПРОГНОЗА, 
ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ

ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ 
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ

ИССЛЕДОВАНИЕ МОЛОДЫХ 
УЧЕНЫХАСПИРАНТОВ, 
МАГИСТРАНТОВ И СТУДЕНТОВ

ИНФОРМАЦИЯ

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №3/2012 (3)

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ
4

С

овременные техника и технология буровых работ уже позволяют без особо 
больших сложностей проводить сверхглубокие скважины до глубин 8–12 км, а также 
проводить исследования глубокопогруженных комплексов, находящихся в специфической геологической обстановке, позволяющих реализовывать генерацию, миграцию 
флюидов и аккумулировать УВ в природных 
резервуарах.
Убедительными примерами могут служить 
проведенные продуктивные поисково-оценочные скважины: скв. 1 пл. RalphLowe – 8692 м 
(Пермский бассейн); скв. 1-SL-5407 – 7803 м (шт. 
Луизиана); скв. 1-ЕЕ пл. University – 8686 м; скв. 
1 пл. BadenUnit – 9159 м; скв. 1 пл. BerthaRogers – 
9583 м; (все – бассейн Анадарко, США); скв. 
Jacobs-1 – 7554 м; скв. 1 пл. Tiber, открывшая 
в акватории Мексиканского залива на глубине 10685 м в палеоцен-эоценовых отложениях 
(серия LowerTertiary) крупнейшее месторождение нефти с запасами в 640–950 млн м3 

(обе – бассейн GulfCoast, США); скв. ВD-04А пл. 
AlShaheen – 12289 м (длина горизонтального 
ствола 10902 м, Месопотамский бассейн, Персидский залив, Катар); скв. ОР-11 пл. Одопту – 
12345 м (длина горизонтальной части ствола 
11475 м, шельф о. Сахалин, РФ).
В этом плане значительный интерес представляет и Южно-Каспийский бассейн (ЮКБ) 
(рис. 1), оншорная часть которого до глубин 
порядка 5 км, шельф и пришельфовая акватория в пределах изобат до 200 м и глубин 
порядка 6–7 км, отвечающих гипсометрии 
подошвы мощной (до 5 км) терригенной 
глинисто-песчаной нижнеплиоценовой продуктивной (красноцветной) толщи (ПК, КТ) 
до 6,5–7 км, практически достаточно полно 
изучены, и дальнейшие основные перспективы региона могут быть связаны главным образом с центральной глубокопогруженной зоной 
Южного Каспия с гораздо большей батиметрией морского дна (до 900–1000 м) и глубинами 
залегания (до 8,5 км) потенциально нефтегазонасыщенных объектов (ПТ, КТ) – основного 
УВ-содержащего интервала 30–32 км мезокайнозойского осадочного разреза бассейна, характеризующегося ступенчато-блоковой тектоноархитектурой; доминированием мощных 
субвертикальных межформационных и межрезервуарных пульсационно-инъекционных 
флюидомассоперетоков; лавинным осадконакоплением в верхний плиоцен-четвертичное 
время (скорость седиментации на отдельных 

Прогноз и поиски месторождений нефти 
и газа в глубокозалегающих отложениях 
акватории Южного Каспия

УДК 553.98 (262.81)

В.Ю. КЕРИМОВ – д.г.-м.н., профессор, заведующий кафедрой теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа 
имени И.М. Губкина
М.З. РАЧИНСКИЙ – д.г.-м.н., профессор, действительный 
член РАЕН
Р.Н. МУСТАЕВ – ассистент кафедры теоретических основ поисков 
и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
У.C. СЕРИКОВА – инженер кафедры теоретических основ поисков 
и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Н.В. МУКАШЕВА – инженер кафедры теоретических основ поисков 
и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Опыт и результаты ГРР в большинстве нефтегазоносных бассейнов мира 
показывают, что УВ потенциал диапазона глубин до 5–7 км в достаточной 
степени изучен, и дальнейшие основные перспективы добычи нефти и газа 
связаны с более глубоко погруженными (8–12 км) комплексами. В этом плане значительный интерес представляет Южно-Каспийский бассейн, где при 
определенной геологической ситуации и необходимой флюидодинамической обстановке выявление УВ скоплений в этом диапазоне глубин вполне 
вероятно. Статья суммирует представления различных авторов о закономерностях размещения залежей нефти и газа и иллюстрируется картами 
распределения потенциальных ресурсов углеводородов Южно-Каспийской 
впадины. Проведен анализ распределения УВ насыщения в глубоководной 
акватории Южного Каспия. Сделан вывод о двухэтапной ступенчатой схеме 
УВ насыщения коллекторов ПТ (КТ) ЮКБ.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: флюидодинамическая обстановка, анализ 
распределения, глубокозалегающие отложения, локальные структуры.

VAGIF U. KERIMOV, MIKHAIL Z. RACHINSKY, RUSTAM N. MUSTAEV, 
ULIANA S. SERIKOVA, NATALYA V. MUKASHEVA 
Forecast and research of oil and gas field in deep-lying deposits of the 
South Caspian’s water area

Experience and results of geological prospecting work at most petroleum 
basins of world is shows, that hydrocarbon potential of depth’s range to 5–7 km 
is studied by enough, and main perspective of oil and gas production is aligned 
with upward of deep-sunk (8–12 km) complexes. South-Caspian basin is represent the considerable interest at this point, whereon revelation of hydrocarbons  
accumulation by these depth’s range is easily in the setting of determined 
geological situation and the necessary fl uid dynamic setting. This article is sum 
up the conceptualization of different authors about regularity placing deposits of oil and gas and illustrate by map of distribution potential resources of 
hydrocarbons in South-Caspian basin. Analysis of the distribution of hydrocarbon saturation in South-Caspian’s water area is completed. It is deduced about 
two-stage step-like hydrocarbon saturation of reservoir rock (productive strata) 
of South-Caspian basin.

KEY WORDS: fl uid dynamic setting, distribution analysis, deep-lying deposits, 
local structure.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №3/2012 (3)

участках и в некоторых временных интервалах – до 1000–
1200 м/млн лет); вполне удовлетворительными коллекторскими и фильтрационными свойствами; весьма низкой 
прогретостью (температуры – до 150 °С), препятствующей 
термодеcтрукции жидких и газообразных УВ; активным подводным грязевым вулканизмом; высокой сейсмичностью; 
многочисленными космодистанционно- фиксируемыми 
проявлениями на поверхности водной среды разнофазных 
природных УВ; другими геофизическими признаками турбулентности глубокозалегающей геологической среды. 
Установленный различными видами геолого-геофизических и буровых работ фонд локальных структур ПТ (КТ) акватории региона (148,6 тыс. км2) по состоянию на 01.01.2012 г. 
насчитывает 275 поднятия; открыто месторождений и площадей с притоками УВ различной интенсивности, соответственно, 41 и 26; текущие коэффициенты разведанности и успешности 0,316 и 0,149. Общее количество неопоискованных 
структур – 188 (68,4 %). Из приведенных цифр следует, что 
в глубокопогруженной практически абсолютно неопоиско
ванной и неразведанной центральной части ванны Южного 
Каспия при соблюдении всех необходимых и достаточных 
условий (см. ниже) открытие новых месторождений нефти, 
газа и конденсата наиболее вероятно (табл. 1).
Ниже приводится табл. 2 распределения по стратиграфическим комплексам НСР углеводородов на суше Азербайджана и в Азербайджанском секторе Каспийского моря 
по данным И.С. Гулиева, Л.Е. Левина, Д.А. Фе дорова (2003); 
И.С. Гулиева и Г.М. Алиева (2008). 
Как видно, основной объём ресурсов нефти и газа сосредоточен в плиоценовом комплексе – 21 млрд т у.т. или почти 
78 % от всей суммы углеводородов, оцененных по Азербайджану в количестве 27 млрд т у.т. Причем, две трети этих 
ресурсов республики приходится на Каспийский шельф 
(18,25 млрд т у.т.).
В азербайджанском секторе Южного Каспия геолого-геофизическими и буровыми работами по состоянию 
на настоящее время установлен общий фонд локальных 
поднятий в количестве 149, в числе которых опоискованных 

46°
47°

1

48°
49°
50°
51°
52°
53°
54°
55°

46°
47°
48°
49°
50°
51°
52°
53°
54°
55°

36° 

37°

38°

39°

40°

41°

36° 

37°

38°

39°

40°

41°

I 

   

     

        

          

   R      

            

            

A          

            

        N

I 

   

     

        

          

   R      

            

            

A          

            

        N

C       

   A 

    

  

  

 S          P          I          A   

       

N                        S       

   E   

       

A

A    

 Z

   

  E

    

 R 

    

B    

 A   

  I     

J     A 

    N

T 

    

     U

           

R          K   

       M         

 E          N  

        I       

   S        

  T      

    A  

       

 N

2

3

4

5
0
50
100
150 km
XI

X

XII

XII

XIII

XIV
VII

VI

XV

V

XIV
XV

III

IV

I

XIII
XVII

XVII
IX

VII

VIII

VI

V

XVI

IV

X
II

XVI

I
XII

XI

III
IX
VIII
II

Рис. 1. Обзорная схема фонда структур, нефтегазоносности и региональной тектоники Южно-Каспийской впадины:
1 – месторождения нефти, газа и конденсата; 2 – неопоискованные структуры; 3 – площади, не давшие положительных результатов 
при разведке; 4 – региональные разломы и разрывы; 5 – неперспективные земли. Глубинные разломы: I–I – Дербент-Красноводский; 
II–II – Северо-Апшеронский; III–III – Апшероно-Прибалханский; IV–IV – Сангачал-Огурджалынский; V–V – Мильско-Чекичлярский; 
VI–VI – Предмалокавказский; VII–VII – Предэльбурсский; VIII–VIII – Западно-Каспийский; IX–IX – Восточно-Азербайджанский (Яшминский); X–X – Шахово-Азизбековский; XI–XI – Сефидруд-Гарабогазский; XII–XII – Центрально-Каспийский; XIII–XIII – ОгурджалыЧекичлярский; XIV–XIV – Западно-Туркменский; XV–XV – Аладаг-Месерианский; XVI–XVI – Гаджигабул-Мардакянский; XVII–XVII – вала 
Абиха

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ
6

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №3/2012 (3)

и разведанных площадей 68 (в том числе 28 открытых месторождений различного фазового состояния); коэффициенты разведанности и успешности составляют 0,456 и 0,188, 
соответственно. Неопоискованных структур – 81 (54,3 %). 
Столь высокая величина разведанности обусловлена тем обстоятельством, что основной объем ГРР в акватории сектора 
был реализован в относительно узкой шельфовой и материкового склона полосе, не превышающей по ширине 15–25 км, 
в то время как во много раз превышающей ее по площади 
глубоководной впадине Каспия (площадь около 43 тыс. км2) 
было пробурено всего 8 скважин и, соответственно, величина коэффициента разведанности этой части акватории 
существенно меньше – 0,186. Для района характерен весьма 
широкий диапазон экспертных оценок начального геологического УВ-потенциала – 2,76–30,00 млрд т н.э., что отражает 
влияние как очевидных погрешностей геолого-методологического плана, так и геополитичеcкой компоненты (М.З. Ра
ТАБЛИЦА 2. НАЧАЛЬНЫЕ СУММАРНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ 
РЕСУРСЫ (НСР) МЕЗОКАЙНОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ 
АЗЕРБАЙДЖАНА (МЛРД Т УСЛОВНОГО ТОПЛИВА)

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ
ВОЗРАСТ
СУША
МОРЕ
СУША + МОРЕ

PL
5,8
15,2
21,0

MIOI
1,5
2,0
3,5

EOСR
1,3
0,9
2,2

Y
0,25
0,15
0,4

CУММА:
8,85
18,25
27,1

ТАБЛИЦА 1. РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЮЖНОКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЕ

ПЕРИОД

ЭПОХА

ЯРУС

ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ

КРУПНЫЕ СТРУКТУРНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ
КОЛИЧЕСТВО ЗАЛЕЖЕЙ 
В СТРАТИГРАФИЧЕСКИХ 
КОМПЛЕКСАХ

НИЖНЕКУ
РИНСКАЯ 
ВПАДИНА

ШАМАХОГО
БУСТАНСКИЙ 
ПРОГИБ

БАКИН
СКИЙ 
АРХИПЕ
ЛАГ

АПШЕРОН
СКИЙ ПЕРЕ
КЛИНАЛЬНЫЙ 
ПРОГИБ

ПРИБАЛА
ХИНСКАЯ 
ЗОНА ПОД
НЯТИЙ

ГОГРАНЬДАГ
ЧИКИШЛЯР
СКАЯ СТУПЕНЬ
ВСЕГО

В ТОМ ЧИСЛЕ

Н
НГ
ГК
НГК

НЕОГЕН

ПЛИОЦЕН

АПШЕРОН

Н
2
2
18

47

22

НГ
3
6
9

ГК
6
6

НГК
10
10

АКЧАГЫЛ

Н
2
17

36

19

НГ
2
2

ГК
1
9
4
14

НГК
1
1

ПТКТ

Н
26
3
268
67

674

364

НГ
11
3
4
11
10
8
147

ГК
6
1
3
39
44
29
122

НГК
2
10
20
9
41

МИОЦЕН

ЧОКРАКДИА
ТОМ

Н
1
3

4

4

НГ
0

ГК
0

НГК
0

МАЙКОП

Н
2

2

2

ПАЛЕОГЕН

ОЛИГОЦЕН

НГ
0

ГК
0

НГК
0

КОЛИЧЕСТВО 
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
9
5
7
37
17
8
83

КОЛИЧЕСТВО ЗАЛЕЖЕЙ
51
7
12
433
210
50
763

В ТОМ ЧИСЛЕ 
НЕФТЯНЫХ (Н)
30
3
3
273
102
411

НЕФТЕГАЗОВЫХ (НГ)
14
3
4
111
18
8
158

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ (ГК)
7
1
3
39
59
33
142

НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ 
(НГК)
2
10
31
9
52

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №3/2012 (3)

чинский, Г.В. Чилингар, 2007). Так или иначе, интервал глубин залегания ПТ до 5–6 км к настоящему времени следует 
полагать в достаточной степени разведанным и дальнейшие 
работы здесь следует ориентировать как детальную разведку 
и доразведку месторождений и площадей.
Очевидно, как было отмечено выше, основным районом 
возможного открытия новых залежей и месторождений является обширная глубоководная впадина Южного Каспия 
с батиметрией до (–1000 м), но при этом основным нерешенным к настоящему времени вопросом остается проблема 
районирования этой части акватории по степени перспектив ее локальных поднятий и, соответственно, очередности 
ввода площадей в глубокое бурение. Иначе говоря, какими 
критериями следует руководствоваться в первую очередь 
при планировании производства ГРР.
До настоящего времени наиболее глубокими поисковооценочными скважинами в азербайджанской акватории являются: скв. 4 пл. Умид – 6755 м (глубина моря 50–200 м); 
скв. 2 пл. Апшерон – 6875 м (глубина моря 250–650 м); 
скв.1 пл. Нахчыван – 6746 м (глубина моря 200–300 м); скв. 
2 пл. Зафар-Машал – 7087 м (глубина моря 450–950 м); скв. 
SDX-4 пл. Шахдениз – 7301 м (глубина моря 70–650 м). Первые четыре скважины при теcтировании пока не являются 
коммерчески привлекательными в отношении промышленной нефтегазоносности объектов; на месторождении 
Шахдениз разведанные запасы природного газа составляют 
1,2 трлн м3, конденсата 240 млн т (1,44 млрд т н.э.). В самое 
последнее время операторами проектов Апшерон (Total) 
и Умид (SOCAR) заявлено об обнаружении в ПТ этих площадей на глубинах, превышающих 6500 м, значительных 
объемов газа и конденсата. Помимо всех вышеназванных 
поднятий, весьма перспективными, по оценкам местных 
геологов, представляются также неопоискованные структуры Бабек (глубина моря 100–300 м), Шафаг (D-8), Асиман 
(D-10) (глубина моря 650–800 м). Суммарно только по всем 
указанным первоочередным для постановки поисково-разведочных работ площадям ими прогнозируются ресурсы 
в объеме 2,05 трлн м3 газа и 310 млн т конденсата (2,36 млрд т 
н.э.). В целом по азербайджанскому сектору Южного Каспия, 
по данным Государственной нефтяной компании Азербайджана ГНКАР (SOCAR), доказанные запасы УВ по состоянию 
на конец 2011 г. составляли 4,22 млрд т н.э., прогнозный потенциал –10 млрд т н.э. 
В туркменской акватории Южного Каспия комплексом 
геолого-геофизических работ и бурения по состоянию на настоящее время выявлено 76 локальных структур, в том числе 
14 опоискованных и разведанных, (в том числе 9 нефтегазовых, газонефтяных и газоконденсатнонефтяных месторождений, что определяет значения коэффициентов разведанности 
и успешности 0,184 и 0,118, соответственно. Фонд неопоискованных поднятий – 62 или 82 %. Самой глубокой скважиной являлась скв. 2 пл. Огурджы (Туркменская структурная 
терраса) с забоем 5732 м в верхнем отделе КТ, не показавшая 
в своем разрезе признаков реального промышленного УВ 
насыщения. Непродуктивными оказались и все другие пять 
скважин пл. Огурджы, Западный Ордекли этого же района; 
скв. 1 пл. Туркменабат (бывш. пл. Ферсмана) – восточный сег
мент субширотного Сары-Чекичлерского складчатого пояса; 
скв. 1,2 пл. Чоколгуев (восточная часть Гусар-Келькорского 
прогиба), все не дошедшие до низов КТ и даже не вскрывшие 
основные регионально нефтегазоносные объекты – VIII горизонт КТ (стратиграфический аналог свиты «перерыва» ПТ), 
IX, X горизонты, расположенные примерно на 800–1000 м 
вверх от подошвы КТ. Изученный во всех скважинах разрез 
верхнего отдела КТ представлен пологими малоамплитудными (до 300–350 м) поднятиями с весьма частым неоднородным линзовидным пространственно невыдержанным 
чередованием песчаных, алевролитовых и глинистых пластов толщинами не более 10 м (гызылгумская фация КТ, 
фации Палео-Аму-дарьи и Палео-Узбоя), что явно не может 
обеспечить наличие в нем высокоамплитудных резервуаров 
и аккумуляцию в них сколько-нибудь значительных объемов 
УВ. Что касается перспектив невскрытого нижнего отдела 
КТ в первых двух районах, то их также следует оценивать 
не особо благоприятными, исходя из аналогичного качества 
коллекторов и их относительно пониженной нефтегазонасыщенности на сопредельных месторождениях соседней к востоку оншорной Гогерендаг-Чекичлерской зоны поднятий, 
выполненной в своей южной части малопривлекательной 
в отношении крупномасштабной нефтегазоносности горганоатрекской фацией. Современное состояние сырьевой 
базы КТ туркменского сектора Южного Каспия характеризуется весьма широким диапазоном экспертных оценок начального извлекаемого УВ-потенциала – 0,4–18,4 млрд т н.э. 
(максимальные величины потенциала 16,5–18,4, млрд т н.э., 
естественно, декларируются государственными органами), 
что порождает значительные неопределенности в оценке 
перспектив его нефтегазоносности, ориентации и последовательности ГРР, максимизирует геологические, технологические и экономические риски.
В иранской части акватории Южного Каспия к настоящему времени геолого-геофизическими и различного рода 
буровыми работами установлено наличие 50 локальных поднятий (в том числе блоки Мехр, Анаран, Моган), из которых 
пребывало в процессе поисков и разведки 5; неопоисковано 
45 структур (90 %). Иранской стороной, по неподтвержденным данным, утверждается открытие четырех месторождений УВ; коэффициент успешности в этом случае составляет 
0,08 %; общее число пробуренных скважин – 13. Характерной особенностью района являются весьма высокие узкость 
шельфа и крутизна континентального склона. В пределах 
иранской части глубоководной ванны Южного Каспия широким распространением пользуется южнокаспийская фация 
ПТ, характеризующаяся мелкозернистостью осадков, повышенной глинистостью, пространственной неоднородностью 
(невыдержанностью по площади и разрезу). На участках 
субширотных Сары-Чекичлерского и Лянкярано-Горганского структурных поясов в связи с возрастанием роли местных 
источников сноса терригенного материала (горные сооружения Талыша, Эльбурса, Копетдага) литофациальный облик 
ПТ (КТ) претерпевает значительные негативные трансформации, выражающиеся в развитии здесь специфических талышской, решт-сефидрудской, предэльбурсской, горганской, 
атрекской ее подфаций, характеризующихся слабой отсор

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ
8

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №3/2012 (3)

тированностью осадков, резким сокращением их мощности, весьма высокой глинистостью (до 95 %), ухудшением 
фильтрационно-емкостных показателей. Наиболее глубокой 
(5570 м) до последнего времени считалась проведенная еще 
в конце 60-х годов XX века азербайджанскими организациями непродуктивная скв. Хазар-1 пл. Энзели-море. По наиболее авторитетным экспертным оценкам (Energy Information 
Administrationof US Departmentof Energy, 1996; U.S. Geological 
Survey World Petroleum Assessment, 2000; BP Statistical 
Reviewof World Energy, 2005; Российский Центр ГЕОН, 2004; 
Министерство природных ресурсов РФ, 2010), углеводородный потенциал региона составляет от 1,00 до 3,09 млрд т н.э. 
Следует подчеркнуть, что информация по Ирану носит почти 
полностью закрытый характер и известно лишь, что ГРР в его 
части Южного Каспия проводили Иранская национальная 
нефтяная компания ИННК (NIOC) с участием британской 
фирмы Lasmo и англо-голландской RoyalDutch/Shell, а также 
консорциум LUKoilOverseas – NorskHydro (блок Анаран – пл. 
Азар, Дехлоран, Шангуле-Вест, Мусиан). Несмотря на известные отдельные отрицательные результаты опробования ряда 
скважин, тем не менее, по нуждающимся в уточнении заявлениям генерального директора Департамента по нефти и газу 
Каспийского моря Министерства нефти ИРИ М. Хагхани 
и заместителя главы ИННК М. Мирмоези, «в последние годы 
в иранских территориальных водах Южного Каспия в ходе 
ГРР, охвативших площадь 10 тыс. км2, обнаружены богатые 
месторождения нефти и газа, геологические запасы которых 
оцениваются ИННК в 10 млрд баррелей нефти (1,35 млрд т) 
и 560 млрд м3 газа» (Интернет-изд. IRAN.ru, 2005). В конце 
2011 г. руководством ИРИ (Министр нефти Р. Гасеми) было 
объявлено о якобы открытии в акватории провинции Мазандаран на глубине объекта 2460 м (при толще воды около 
700 м) крупнейшего газоконденсатнонефтяного месторождения Сардар Милли с предварительно оцененными запасами в 1,4–3,5 трлн м3 (50,1–123,5 трлн фут3) природного 
газа и 135,3 млн т (10,0 млрд баррелей) нефти (Интернет-изд. 
REGNUM, 24.04.2012 г.; Интернет-изд.Day.az, 16.05.2012; 
Интернет-изд. IRAN.ru, 17.05.2012). Точное месторасположение площади не сообщается, но есть основания полагать, 
что она находится в непосредственной близости к туркменской части моря в точке с географическими координатами 
С 38°23´55,2´´; B 51°15´9,16´´ (188 км к С от берега провинции 
Гилян и в 250 км к СЗ от порта Нека), где в период 2011 г. – 
начало 2012 г. работала буровая платформа «Амир Кабир» 
(предельная величина толщи воды – 1030 м, максимальная 
глубина проходки – 6000 м). Более полные сведения по этой 
скважине и району ее заложения закрыты, однако возможно 
допустить, исходя из мощности силовой установки, что ее забой в этом пункте может достичь глубины не менее 5950 м, 
что, вероятнее всего ,соответствует верхней части разреза 
ПТ. При условии необходимого надежного фактического 
подтверждения этого открытия, перспективы нефтегазоносности сопредельных поднятий глубокопогруженных частей 
азербайджанского и туркменского секторов существенно 
возрастают, вносят значительные коррективы в понимание 
механизмов, времени формирования и закономерностей 
пространственного размещения скоплений УВ в ЮКБ. 

Анализ распределения УВ насыщения в акватории Южного Каспия показывает следующее:
– практически вся выявленная к настоящему времени промышленная нефтегазоносность в регионе позиционирована 
в основном за внешним периметром глубоководной области 
акватории в виде приближенной по конфигурации к кольцевой полосы шириной 20–50 км, охватывающей как оншорную 
зону бортовых обрамлений бассейна, таки непосредственно 
прилегающих шельфа и материкового склона с батиметрией 
до 200–220 м;
– разведанные «пустые» структуры бассейна окаймляют внешний периметр центральной глубоководной впадины Южного Каспия;
– в пределах бассейна все выявленные месторождения и площади с установленной нефтегазоносностью всегда обязательно пространственно ассоциируют с зонами (ареалами, 
участками, пунктами, очагами) дренажа гидродинамических 
субсистем, осуществляемого в ходе мощной вертикальной 
миграции флюидов по плоскостям проводящих дизъюнктивов, эруптивам грязевых вулканов, контактам диапировых 
внедрений с вмещающими породами, литофациальными 
несогласиями («гидрогеологические окна»), зонами повышенной трещиноватости и другим нарушениям сплошности 
пород;
– все месторождения генетически и пространственно сопряжены с зонами проявлений высокой макро- и микросейсмичности, трещин отдельности, заполненных гидротермальными агрегатами, кварцитами, вторичными цементами порово-трещинного пространства; крупномасштабного 
грязевого вулканизма, гидрогеохимических, положительных 
геотемпературных, палинологических, изотопных сквозных 
субвертикальных переточно-инъекционных аномалий и гидродинамических дренажных пьезоминимумов, вещественно 
выражающихся в виде присутствия на дневной поверхности 
почти каждой структуры субмаринных выходов нефти, газа 
и подземных вод; соленых озер глубинного питания, зон 
резко повышенных против фоновых геотемператур, пятен 
несингенетичных разрезу подземных вод, восходящих минерализованных термальных источников, некков, натеков 
травертинов, кира, асфальта, озокерита, солончаков;
– в направлении от бортовых обрамлений бассейна к его центральной глубоководной котловине (по мере роста толщин 
перекрывающего верхний плиоцен-четвертичного комплекса и соответствующего погружения поверхности ПТ (КТ)) 
нефтегазоносность локальных структур закономерно уменьшается до практически полного отсутствия УВ насыщения 
(М.З. Рачинский, 2007, 2008);
– во всех районах бассейна на отдельных поднятиях с ростом 
глубин залегания поверхности ПТ (КТ) (НПТ(КТ), м) или увеличения степени ее размыва (эрозии) (hПТ(КТ), м) плотность 
начальных геологических запасов УВ категории А+В+С1 
(Qd) (млн т н.э./км2) последовательно уменьшается через 
интервал относительного снижения их коммерческой эффективности до нулевых значений с параллельной сменой 
нефтегазовых и газонефтяных залежей газоконденсатными, 
что свидетельствует об оптимизации условий аккумуляции 
УВ в относительно слабо эродированных и не глубоко погру

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №3/2012 (3)

женных по ПТ (КТ) структурах и причинно-следственной 
сопряженности УВ насыщения с условиями и обстановками разгрузки их гидродинамических субсистем, в ареалах 
которой, как правило, реализуется нефтегазоаккумуляция 
(рис. 2). Геологический смысл указанной корреляции заключается в следующем – минимальные значения Qd на наиболее 
эродированных складках идентифицируют обстановку диссипации УВ скоплений в условиях активной гидродинамической разгрузки ловушки, на наиболее погруженных поднятиях – весьма затрудненных условий их формирования в обстановке резко ограниченного водообмена; соответственно, 
максимальные величины этого показателя характеризуют 
оптимальные условия формирования залежей и месторождений. Иными словами, гипсометрическое положение поверхности ПТ (КТ) в пределах локальных структур диагностирует 
в них меру реализации возможностей и интенсивность осуществляемого флюидомассопереноса – дренажа природного 
резервуара;
– в акваториальной части бассейна до настоящего времени 
не выявлено ни одно месторождение, где поверхность ПТ 
(КТ) на своде поднятия залегала бы на глубинах, превышающих 1700–1750 м. (Кровля ПТ(КТ) на непродуктивных 
пл. Сейяр – 2980, Нахчыван – 2000, Зафар-Машал – 3200, 
Апшерон – 2400, Огурджы – 3000, Западно-Ордекли – 2800, 
Туркменабат – 3800, Энзели-море – 2400 м). Единственным 
исключением является осложненное крупномасштабными 
дизъюнктивами и грязевым вулканизмом месторождение 
Шахдениз с глубиной залегания кровли ПТ 1875 м на своде 
поднятия, расположенного непосредственно на региональном Шахово-Азизбековском глубинном линеаменте, секущем весь осадочный чехол Южного Каспия (М.З. Рачинский, 
1989, 2008; Rachinsky M.Z., Chilingar G.V., 2008; В.Ю.Керимов, М.З. Рачинский, 2011); 
Оценка указанных объективных геологических условий 
нефтегазоносности ЮКБ приводит к заключению, что она 
подчиняется общебассейновому принципу доминирования 
флюидодинамических механизмов в формировании и размещении УВ скоплений. Теоретическую основу флюидодинамической концепции формирования и размещения нефтегазоносности составляют следующие имманентные принципы 
(В.Ю. Керимов, М.З. Рачинский, 1989–2012 гг.):
1) основным условием, обеспечивающим формирование 
скоплений нефти/газа в природном резервуаре, является 
обязательное предварительное освобождение его пустотного пространства (порового/трещинного) от ранее заполнявших сингенетичных седиментогенных подземных вод 
и создания, таким образом, свободных аккумулирующих 
объемов, способных к насыщению мигрирующими из зон 
и очагов генерации УВ – «без предварительной эмиграции 
подземных вод нет последующей миграции и аккумуляции 
углеводородов»;
2) в любой тектоно-структурной, стратиграфической, литофациальной обстановках геологические тела приобретают 
способность природных резервуаров (ловушек) УВ исключительно при реализации их гидродинамического дренажа;
3) нефтегазоносность локальных поднятий (антиклинальных зон, тектонических поясов, района, регионов, 

бассейна) – Qd – всегда является многокритериальной интегральной функцией сложного сочетания многочисленных 
количественных аргументов, характеризующих структурнотектонические условия ловушек, историю их геологического развития, литофациальные и фильтрационно-емкостные 
особенности разрезов, гидродинамические и гидрохимические обстановки аккумулирующих УВ геологических тел, геотермический и барический режимы осадочной толщи.
В этой связи обязательно необходимым и исключительно важным является понимание того обстоятельства, что 
в поисково-разведочном процессе основными критериями 
являются не только облигатный квартет общегеологических 
качественных показателей – потенциально нефтегазопроизводящие породы, коллекторы, ловушки, экраны, характеризующие лишь гипотетическую вероятность присутствия 
промышленных УВ, но главным образом строгие, индивидуальные для каждого региона (района, тектонической зоны) 
количественные взаимосоотношения тектоно-структурных, 
литофациальных, фильтрационно-емкостных, гидродинамических, гидрохимических и геотермобарических параметров 
природных резервуаров, определяющие реальную по времени возможность их заполнения нефтью или газом. Региональное нефтегазонасыщение каких-либо свит и горизонтов, 
наличие удовлетворительных поровотрещинных емкостей – 
коллекторов, ловушек, мощных покрышек, присутствие в разрезе УВ генерирующих интервалов является сочетанием 
лишь необходимых, но отнюдь не достаточных факторов 
для формирования промышленной нефтегазоносности; первый из названных факторов определяет только вероятность 
события, второй – его возможность (М.З. Рачинский, 1987–
1989; В.Ю. Керимов, М.З. Рачинский, 1991–2011).
Приведенные выше реальные геологические факты однозначно свидетельствуют об обязательности учета присутствия 
или отсутствия в разрезах оцениваемых как перспективные 
площадей (зон, участков, тектонических блоков-ступеней) 
ЮКБ каналов миграции флюидов от глубокопогруженных 
очагов их генерации до зон аккумуляции УВ. В регионе такими каналами, очевидно, являются зоны повышенной трещиноватости, контактов диапировых внедрений, эруптивы 
грязевых вулканов, литофациальные несогласия («гидрогеологические окна»), зоны разуплотнения пород и другие нарушения сплошности геологической среды, которые могут фиксироваться в геофизических полях в виде явной турбулентности этих участков локальной и региональной складчатости. 
В этом случае энергичная миграция флюидов сама формирует в осадочном чехле разноформенные субвертикальные каналы гидравлической связи, заполненные разуплотненным 
пластичным (иногда квазиожиженным) осадочным материалом (Е. Алиева, 2003), способным в благоприятных условиях 
обеспечить мощный глубинный природный гидроразрыв. 
В зависимости от интенсивности, направленности и продолжительности тектонострессов, импульсов миграции, степень 
разуплотнения и консистенция осадочного материала меняются. Эти особенности отражаются на сейсмопрофилях их 
различным «имиджем», что в определенной степени позволяет выявлять и даже картировать каналы миграции УВ (так 
называемые «gaschimney»). 

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ
10

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №3/2012 (3)

Очевидно, что в контексте развиваемых нами представлений императивом объективности оценок потенциала бассейна является установление количественных значений граничных параметров геологической среды, определяющих геологическое «окно» возможностей аккумуляции и сохранения 
в ловушках природных УВ. В этом аспекте с использованием 
вероятностно-статистического аппарата были проанализированы данные по 90 месторождениям и 25 непродуктивным 
поднятиям ЮКБ, охватывающим все на суше и в море тектонические пояса, литофациальные зоны и подзоны (М.З. Рачинский, Г.В. Чилингар, 2007; В.Ю. Керимов, М.З. Рачинский, 2011). Исследовались парные и многомерные корреляции Qd с 33 геолого-физическими показателями локальных 
структур, характеризующими структурно-тектонические, 
литофациальные, фильтрационно-емкостные, гидродинамические, гидрохимические, геотермобарические условия 
их разрезов, что позволяет констатировать и симулировать 
обстановки миграции, аккумуляции УВ, консервации и диссипации скоплений. Трендовые интерполяция параметра 
плотности запасов хорошо разведанных поднятий позволила уточнить их запасы, а экстраполяция на слабо изученные 
и неопоискованные структуры акватории Южного Каспия – 

произвести их оценку в рамках категорий перспективных 
или прогнозных ресурсов и графически позиционировать 
пространственное положение в бассейне изолинии нулевой 
нефтегазоносности ПТ (КТ). Понятно, что выполненные подобным образом оценки являются по своей идеологии минимальными. Тестирование подобного подхода на ряде хорошо 
изученных площадей и территорий региона показало достоверность примененного метода на уровне корректности 95 % 
(М.З. Рачинский, 1995, 2007, 2008).
Используя эту методологию и исходя из изложенных геологических фактов и концептуальных суждений, по нашим 
общим экспертным оценкам, минимальная величина начального геологического потенциала азербайджанской части акватории Южного Каспия составляла не менее 8,1 млрд т н.э., 
т.е. на каждую из 81 неразведанной структуры сектора могло приходиться в среднем 100–120 млнт н.э. В туркменской 
части бассейна суммарный потенциал районов Туркменской 
структурной террасы и морского сегмента Сары-Чекичлерской складчатой зоны до глубин подошвы КТ (6800–7000 м) 
оценивается в 245–255 млрд м3 газа, а общий извлекаемый 
потенциал всего туркменского шельфа (включая детально 
разведанные и разрабатываемые 9 месторождений морской 

7

1

2

3

4
5
6

9

10
11

Увеличение степени эрозии, м

Плотность начальных геологических запасов

0,45

2,00

1,50

0,50

1,00

0,00
–3100 –2750 –2080 –1830 –1710 –1380 –1010 –230
–90
+740
+750

8

7

1
2

3

4
5

6

8
9

10

11
12

Увеличение степени эрозии, м

Плотность начальных геологических запасов

4,50

4,00

3,50

1,50

3,00

2,50

1,00

2,00

0,50

0,00
–1800 –1750 –1600 –1450 –1325 +300 +400 +500 +520 +750 +950 +960

7

1
2
3

4

5
6
9
10
11
12

Увеличение степени эрозии, м

Плотность начальных геологических запасов

0,45

0,35

0,25

0,05

0,15

0,00
–1425 –1300 –1100 –175 +250 +350 +400 +400 +425 +550 +900 +1350

0,10

0,20

0,30

0,40

8

7

1

2
3
4
5
6

9
10

11

12

Увеличение степени эрозии, м

Плотность начальных геологических запасов

25,00

20,00

15,00

5,00

10,00

0,00
–1800 –1750 –1600 –1450 –1325 +300 +400 +500 +520 +750 +950 +960

13
14

15
16
17

а

в

б

г

Рис. 2. Тренд плотности начальных геологических запасов УВ (категория А+В+С1) (млн т н.э./км2) в зависимости от гипсометрической глубины залегания поверхности ПТ(КТ) (–м) и степенью ее размытости (эрозии) в пределах локальных структур) (+м):
а – Нижнекуринская депрессия (месторождения, площади): 1 – Падар, 2 – Кюрсанги, 3 – Кюровдаг, 4 – Гарабаглы, 5 – Мишовдаг, 6 – 
Галмаз, 7 – Нефтечала, 8 – Хиллы, 9 – Агзыбир-Бяндован, 10 – Каламеддин, 11 – Бабазанан; б – Центральная и южная антиклинальные зоны Бакинского архипелага и прилегающие территории: 1 – Сабаил, 2 – Бяндован-дениз, 3 – Дашлы, 4 – Пирсагат, 5 – Гарасу, 
6 – Санги-Муган, 7 – Аташгях-дениз, 8 – Аран-дениз, 9 – Янан Тава, 10 – Инам, 11 – Хамамдаг-дениз, 12 – Готурдаг; в – Северная 
антиклинальная зона Бакинского архипелага и прилегающие территории: 1 – Умид, 2 – Хара-Зира-дениз, 3 – Дуванны-дениз-2, 4 – 
Хара, 5 – Зираадасы, 6 – Аляты-дениз, 7 – Кянизадаг, 8 – Дуванны, 9 – Дашгил, 10 – Дуванны-дениз, 11 – Сангачал-дениз, 12 – Гарадаг; 
г – Апшеронский полуостров и Южно-Апшеронский шельф: 1 – Сейяр, 2 – Шахдениз, 3 – Бахар, 4 – Зира, 5 – Джануб, 6 – Говсан, 7 – 
Гумадасы, 8 – Гала, 9 – Зых, 10 – Гарачухур, 11 – Сураханы, 12 – Бузовна-Маштага, 13 – Бибиэйбат, 14 – Балаханы-Сабунчи-Рамана, 
15 – Локбатан_пута, 16 – Бинагади-Чахнагляр, 17 – Сулутепе; д – Апшеронская подзона Апшероно-Прибалханского порога: 1 – Кяпяз