Abdulla-zada, MuradMuradAbdulla-zadaZahidova, TamellaTamellaZahidovaShahbazov, RufatRufatShahbazov2026-03-102026-03-102025-06-30Abdulla-Zada, M., Zahidova, T., & Shahbazov, R. (2025). Integrated reassessment of hydrocarbon potential in the Absheron-bank and Darwin bank fields, of the Absheron–Prebalkhan structural threshold. Visnyk of Taras Shevchenko National University of Kyiv. Geology, (3(110)), 57-68. https://doi.org/10.17721/1728-2713.110.07UDC 553.98(262.81)10.17721/1728-2713.110.07https://ir.library.knu.ua/handle/15071834/12266Background. The South Caspian Basin represents an exceptional geodynamic province distinguished by its extraordinary sedimentary accumulation and active petroleum systems, positioning it among the foremost hydrocarbon-bearing regions globally. Encircled by collisional orogenic belts, the basin has accommodated over 25 kilometers of sedimentary infill, more than 10 kilometers of which have been rapidly deposited within the last six million years. This accelerated subsidence and burial, under anomalously low geothermal gradients, has facilitated ongoing hydrocarbon generation at depths exceeding 8–12 kilometers. Regionally extensive anticlinal structures, interpreted as buckle folds developed above a basal detachment surface, have been delineated through the interpretation of regional-scale 2D seismic datasets. The convergence of an actively generating petroleum system, vast undrilled structural closures, and a regulatory framework conducive to foreign investment has elevated the basin's profile within the global energy sector. Within this tectonically complex setting, the Absheron–Prebalkhan structural zone constitutes a principal hydrocarbon province, encompassing several strategically significant fields, notably the Absheron-Bank and Darwin Bank fields. This investigation offers a rigorous, data-integrated evaluation of their hydrocarbon prospectivity, synthesizing multi-decadal exploration, production records, and subsurface geoscientific data. The Absheron-Bank field, discovered in 1951 some 25 km north of Pirallahi Island in shallow Caspian waters, and the Darwin Bank field, delineated in 1950 and sharing structural continuity with neighboring anticlinal trends, serve as focal points of this assessment. Methods. Geological and geophysical analyses were conducted to evaluate reservoir properties, including stratigraphic correlations, reservoir pressures, and production performance. Core lithology and seismic data were integrated with petrophysical parameters – such as porosity, permeability, and fluid saturations – to characterize productive horizons (e.g., Kirmaki and Kala suites). Results. The results underscore substantial hydrocarbon accumulations within Lower Pliocene strata of the Productive Series. The Absheron-Bank field possesses estimated initial reserves (B+C1+C2 categories) of 6.3 million tonnes of crude oil and over 2.5 billion cubic meters of both dissolved and free gas. As of January 2022, 74 wells have been drilled, yielding 495.8 thousand tonnes of oil and approximately 1.2 billion cubic meters of gas – representing a 39.4 % recovery of extractable oil reserves. Conversely, the Darwin Bank field, developed through 776 wells, has produced approximately 17.9 million tonnes of oil and 1.4 billion cubic meters of dissolved gas, with nearly 80 % of extractable reserves already recovered. Current development efforts are situated in the terminal phase of the field's productive lifecycle, where diminishing well productivity and infrastructure obsolescence pose persistent operational challenges. Conclusions. This study advocates for the continued implementation of reservoir pressure maintenance strategies, enhanced oil recovery (EOR) techniques, and the optimization of water injection regimes to prolong field productivity. Furthermore, it highlights the necessity of sustained geological, petrophysical, and hydrodynamic monitoring to inform adaptive field management strategies – particularly within mature, offshore domains of the South Caspian petroleum province.Вступ. Південнокаспійський басейн є винятковою геодинамічною провінцією, що вирізняється надзвичайною потужністю осадового чохла та активними нафтогазоносними системами, що дає змогу віднести його до провідних нафтоносних регіонів світу. Оточений колізійними орогенними поясами, басейн акумулював понад 25 км осадових порід, з яких понад 10 км було відкладено протягом останніх шести мільйонів років. Така інтенсивна субсіданція й занурення відбувалися за умов аномально низького геотермічного градієнта, що сприяло триваючому формуванню вуглеводнів на глибинах понад 8–12 км. Регіонально поширені антиклінальні структури, інтерпретовані як складчасті згини, утворені над базальною площиною відриву, виявлено завдяки регіональній 2D-сейсморозвідці. Поєднання активної генерації вуглеводнів, наявності великих неосвоєних структурних пасток і сприятливого інвестиційного середовища підвищує стратегічне значення басейну в глобальному енергетичному секторі. У межах цієї тектонічно складної зони Апшеронсько-Предбалханський структурний поріг є однією з ключових нафтогазоносних провінцій, що охоплює низку стратегічно важливих родовищ, зокрема родовища Апшеронського банку та Банку Дарвіна. Це дослідження представляє цілісну, інтегровану з даними оцінку їхнього вуглеводневого потенціалу на основі багаторічних розвідок, історичних показників видобутку та геонаукових даних про надра. Родовищe Апшеронського банку відкрито у 1951 р. за 25 км на північ від острова Піраллахи, а родовище Банку Дарвіна – у 1950 р.; обидва мають тектонічну спорідненість з прилеглими антиклінальними структурами та є центральними об'єктами цього аналізу. Методи. Для оцінки характеристик колекторів проведено геолого-геофізичні дослідження, що включали стратиграфічну кореляцію, аналіз пластових тисків та продуктивності. Дані кернового матеріалу та сейсморозвідки інтегрувалися з петрофізичними параметрами – пористістю, проникністю, насиченням флюїдами – з метою характеристика продуктивних горизонтів (зокрема, кіpмакинського та калинського ярусів). Результати. Результати вказують на наявність значних скупчень вуглеводнів у нижньопліоценових відкладах Продуктивної серії. Початкові запаси родовища Апшеронського банку за категоріями B+C1+C2 оцінюються у 6,3 млн т нафти та понад 2,5 млрд м³ розчиненого й вільного газу. Станом на січень 2022 р. пробурено 74 свердловини, які забезпечили видобуток 495,8 тис. т нафти та близько 1,2 млрд м³ газу, що становить 39,4 % від оцінених вилучених запасів нафти. Родовище Банку Дарвіна, розробка якого здійснювалася через 776 свердловин, дало близько 17,9 млн т нафти та 1,4 млрд м³ розчиненого газу, при цьому було вилучено майже 80 % прогнозованих вилучених запасів. Поточні роботи зосереджено на завершальному етапі продуктивного циклу родовища, коли спостерігається зниження дебітів та зношеність інфраструктури, що створює експлуатаційні труднощі. Висновки. Дослідження підкреслює необхідність подальшого впровадження заходів підтримки пластового тиску, застосування методів підвищення нафтовилучення (EOR) та оптимізації режимів закачування води з метою продовження терміну ефективної експлуатації родовищ. Також наголошується на важливості безперервного геологічного, петрофізичного та гідродинамічного моніторингу для реалізації адаптивного управління розробкою, особливо в умовах зрілих шельфових об'єктів Південнокаспійської нафтогазоносної провінції.enSouth Caspian BasinAbsheron–Prebalkhan tectonic zonehydrocarbon prospectivityoffshore oil and gas fieldsreservoir characterizationProductive Seriesenhanced oil recovery (EOR)Південнокаспійський басейнАпшеронсько-Предбалханська тектонічна зонанафтогазовий потенціалшельфові родовищахарактеристика колекторівПродуктивна серіяпідвищення нафтовилучення (EOR)Стаття