Литолого-петрографические и коллекторские xарактеристики мезокайнозойских отложений северо-западной части Южно-Каспийской впадины

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ЛИТОЛОГО-ПЕТРОГРАФИЧЕСКИЕ И КОЛЛЕКТОРСКИЕ XАРАКТЕРИСТИКИ МЕЗОКАЙНОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
В. Ш. Гурбанов, Л. А. Султанов, С. А. Валиев, М.Т. Бабаева
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности,
Баку, Азербайджан
С целью поиска источников нефти и газа глубоких слоев в Азербайджане были проведены геологоческие и геофизические исследования, позволяющие выявить научные критерии, которые могут быть основанием для будущего исследования. Было установлено, что основные месторождения нефти и газа связаны с Южным Каспием и Курским бассейном, которые подвергались интенсивному углублению во время мезокайнозойской эры.
Высокая перспективность залежей в центральной части и в глубоких слоях пока не вызывает подозрения у исследователей, однако количественного подтверждения данного факта пока еще нет.
Известно, что разведка, добыча и оценка потенциала нефтяных и газовых месторождений сильно зависят от собранной информации о петрофизических характеристиках слоев, встречающихся в геологическом профиле.
С этой точки зрения оценка должна проводиться в нефтяных и газовых регионах Южно-Каспийской впадины, где отложения мезозоя и кайнозоя широко распространены.
Были исследованы различные геолого-геофизические и физические аспекты, которые влияют на коллекторский потенциал нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в данном районе. Проведенные исследования по палеопрофилям показывают, что вдоль антиклинальной линии Кюрдаханы-Шах-дениз на северо-западе данного района залегают плиоценово-антропогеновые отложения небольшой мощности от 100 до 200 м. Толщина этих отложений увеличивается в сторону Гум адасы до 3600 м, а на Шах-денизе — до 6000 м. В пределах синклинальных складок толщина упомянутых скоплений достигает 3000 м на северо-западе, а в районе Шах-дениз — 10 000 м.
Таким образом, не имея достаточных знаний относительно коллекторских характеристик страты, невозможно оценить залежи углеводородов и объемы производства, а также поменять направление обследования. Помимо геолого-геофизических исследований, проведенных в этой области, были изучены литолого-петрографические и коллекторские характеристики для определения изменений содержания углерода, пористости, проницаемости, плотности, гранулярного состава и скорости звуковых волн вышеупомянутой страты. Соответственно, была составлена таблица, отражающая коллекторские характеристики месторождения, в которой также определены минимальные, максимальные и средние пределы физических свойств пород. Рассмотрена зависимость коллекторских свойств от глубины залегания и от других физических факторов.
Ключевые слова: петрофизика, плотность, распространение ультразвуковых волн, пористость, скважина, породы, глубина, нефть, газ, залежь, критерии, карбонатность, прогиб, бурение, геофизика, нефтегазонакопления.
THE LIHTOPHYSICAL AND COLLECTOR CHARACTERISTICS OF MESOZOIC-CENOZOIC DEPOSITS OF NORTH-WESTERN PART OF THE CASPIAN DEPRSSION
V. Sh. Gurbanov, L.A. Sultanov, S.A. Valiyev, M.T. Babaeva
Azerbaijan State University of Oil and Industry, Baku, Azerbaijan
In order to find oil and gas sources in deep reservoirs of Azerbaijan geological and geophysical research allowing determination scientific criteria that could represent basis for future research were performed. It was determined that major oil and gas fields are related to South Caspian and Kura basins that were intensively submerging during Meso-Cenozoic era. At the moment there are no doubts about high potential of reservoirs in central zones and deep layers but quantitative analysis was not done yet.
It is known that exploration, production and evaluation of oil and gas capacity of fields depend heavily on gathered information about petrophysical parameters of layers presented in the geological cross-section.
From this point of view evaluation should be performed in gas and oil regions of South Caspian basin where Mesozoic and Cenozoic deposits are spread widely.
Different geological, geophysical and physical aspects affecting reservoir capacity of oil, gas and gas-condensate fields in mentioned regions were studied. Conducted research highlighted Pliocene deposits that have small thickness of 100 to 200 meters along anticline line Kurdahany-Shakh-Deniz in North-West part of the region. Thickness of the deposits increase towards Gum-Adasy and Shakh-Deniz up to 3600 and 6000 m respectively. Thickness of the deposits within syncline folds is up to 3000 m North-West and 10 000 m in the Shakh-Deniz region.
Thus, having lack of information about reservoir properties of strata it is impossible to evaluate hydrocarbon and production capacity as well as to change research direction. In addition to the geological and geophysical research performed in that region lithological, petro-graphical and reservoir properties were studied to determine change in carbon saturation, porosity, permeability, density, granular composition and acoustic waves of the strata. In order to show reservoir properties of the field, maximal, minimal and average physical properties limitations of rocks a table was created. The relation between reservoir properties, depth, and their relation between other physical factors is analyzed.
Key words: petrophysics, density, acoustic waves propagation, porosity, well, rocks, depth, oil, gas, reservoir, criteria, carbonate, bend, drilling, geophysics, oil and gas accumulation.
ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
DOI: 10. 15 593/2224−9923/2015. 17.1 УДК 550. 38
© Гурбанов В. Ш., Султанов Л. А., Валиев С. А., Бабаева М. Т., 2015
Введение
В настоящее время нефтяная промышленность в Азербайджане является основной областью мировой экономики: это древний край нефти, очаг первой морской нефти, «нефтяная академия». 20 сентября 1994 года с крупнейшими мировыми нефтяными компаниями был подписан «контракт века», который все больше и больше укрепляет экономическую силу и политическую репутацию Азербайджана — одной из самых богатых нефтегазоносных провинций. Разработка этих запасов может сыграть большую роль в развитии нефтегазовой промышленности страны.
Недавно в связи с изучением нефтегазо-носности глубокозалегающих слоев в Азербайджане в значительном объеме были проведены геолого-разведочные и геофизические работы. Были подготовлены научные критерии, которые могут быть основанием для будущего геолого-разведочного исследования. Было отмечено, что основные залежи нефти и газа связаны с Южно-Каспийской (ЮКВ) и Куринской впадинами, которые подвергались интенсивному погружению во время ме-зокайнозоя.
Несмотря на высокую перспективность центральной части глубокозалегающих слоев, проблемы, связанные с извлечением углеводородов, еще не разрешены до конца.
В связи с изучением нефтегазоносности глубокозалегающих толщ осадочного чехла Южно-Каспийской впадины в Азербайджане были проведены крупномасштабные геолого-геофизические работы.
Тем не менее проблемы, связанные с извлечением из глубокозалегающих толщ ЮКВ нефти и газа, еще не разрешены окончательно.
Локальные поднятия отдельных структурных элементов ЮКВ развивались в основном при активности одних и тех же механизмов складкообразования, и их подавляющая часть относится к структурам нагнетания. Таковы и локальные поднятия антиклинальной линии Дарвин кюпеси, имеющие одинаковое геологическое строение. К ним относятся Гюргяны-дениз, расположенные на антиклинальной линии Дарвин кюпеси южный, и о. Чилов, расположенный на антиклинальной линии Хали-Нефт Дашлары. Структуры, которые располагаются на этих антиклинальных линиях, корреляционно изучены.
Геологическое строение Апшеронского архипелага и анализ закономерности изменения коллекторских свойств пород продуктивной толщи в зависимости от глубины
В районе Апшеронского архипелага были осуществлены петрофизические исследования для получения подробной информации о породах-коллекторах и их литолого-петрофизи-ческих особенностях, уточнения углеводородных ресурсов, чтобы на основе полученных результатов наметить дальнейшее направление поисково-разведочных работ.
С этой целью были исследованы геолого-геофизические и физические характеристики, которые влияли на коллекторский потенциал отложений, содержащих нефтяные, газовые и газоконденсатные скопления мезокайнозой-ского возраста в ЮКВ. Изучение геологических разрезов локальных поднятий антиклинальной линии Фатьмаи-Зых-Шах-дениз показывает, что на северо-западе данной тектонической линии мощность плиоценово-антропогеновых отложений изменяется от 100 до 200 м. Далее толщина этих отложений увеличивается в сторону Гум адасы до 3600 м, а на Шах-денизе до 6000 м. В пределах соответствующих синклиналей толщина упомянутых отложений достигает 3000 м на северо-западе, а в районе Шах-дениз составляет порядка 10 000 м.
В свою очередь, Северо-Апшеронский архипелаг месторождения Нефт Дашлары, находясь в приосевой зоне Апшероно-При-балханского мегаседла, простирается в общекавказском направлении. Оно осложнено двумя продольными и большим числом поперечных разрывов (рис. 1).
Складка асимметрична по простиранию и в крест него. Ее северо-западная периклиналь укорочена, углы падения здесь составляют 33−45°, а юго-восточная периклиналь имеет удлиненную форму, слои залегают под углом 22−29°. Свод складки смещен в сторону северо-западной периклинали, к юго-востоку от продольного тектонического нарушения (рис. 2) и размыт, а отложения кирмакинской свиты, залегающие в ядре складки, обнажаются на поверхности морского дна [1, 2]*.
В геологическом строении месторождения Нефт Дашлары осадочный разрез изучен от коунской свиты до четвертичных отложений.
Кроме указанных в библиографическом списке источников использованы фондовые материалы (структурные карты, геологические профили и др.) Института геофизики Азербайджана.
Рис. 1. Месторождение Нефт Дашлары. Структурная карта по кровле кирмакинской свиты продуктивной толщи
Рис. 2. Геологический профиль. Месторождение Нефт Дашлары: КаС — калинская свита- ПК — подкирмакинская свита- КС — кирмакинская свита- КС-1−5 — первый-пятый горизонты кирмакинской свиты- НКП — надкирмакинская песчанистая свита- МР — плиоцен (понт) — НКГ — надкирмакинская глинистая свита- ПС — песчанистая свита. Все свиты относятся к продуктивной толще
Глубокой поисково-разведочной скважиной были вскрыты и изучены отложения ко-унской и майкопской свит, среднего, верхнего миоцена и плиоцена.
Максимальная толщина этих отложений составляет 3350 м.
Майкопская серия (олигоцен — нижний миоцен) вскрыта скважиной, пробуренной в сводо-
вой части складки, она состоит из песков и глин с прослойками вулканического пепла и растительных остатков.
В разрезе продуктивной толщи были вскрыты многоэтажные нефтяные залежи. Ка-линская свита представлена алевролитами и глинистыми отложениями с прослойками мелкозернистых песков и песчаников. Пески квар-
цевые, среднемелкозернистые, а глины слабопесчанистые и слабокарбонатные. Вещественный состав и мощность песчаных горизонтов и глинистых прослоев, разделяющих их, по площади нестабильны. Песчанистость разреза от подошвы к кровле свиты и от свода к крыльям складки увеличивается до 70%. Свита делится на 4 нефтегазоносных горизонта. Кроме того, в нижней части горизонта в ряде блоков отмечаются еще 4 горизонта [2].
Для определения запасов эксплуатационного объекта по площади осуществляется анализ накопленного многочисленного геолого-геофизического и промыслового материала и комплексного использования результатов исследований. По накопленным промыслово-геофизическим материалам каждой скважины интерпретируются и определяются значения таких параметров, как эффективная мощность, пористость, нефтенасыщенность. Использованная методика реализуется по программе алгоритма [3, 4].
Месторождение Нефт Дашлары простирается с северо-запада к юго-востоку, юго-восточная часть периклинали надвинута на юго-западную. Свод складки осложнен крупным продольным разрывом, который по существу является широкой зоной дизъюнктивной дислокации, сложенной сильно перемятыми брек-чиевидными отложениями олигоцен-миоцено-вого возраста. В юго-восточной части складки, на пересечении разрывных нарушений, располагается грязевой вулкан. Здесь имеются многочисленные грифоны, непрерывно выделяющие нефть и газ на дне моря [5, 6].
Юго-западное крыло складки более крутое, углы падения составляют 35−40°. Северовосточное крыло относительно пологое, с углами падения в 27−30°. На северо-восточном крыле, ближе к юго-восточной периклинали, углы падения слоев составляют 45−50°. На некоторых участках в приосевой полосе северо-восточного крыла в тектоническом блоке между осепродольными разрывами углы падения пластов достигают 72° (см. рис. 2).
Сейсморазведкой было установлено, что в пределах юго-восточной периклинали шарнир складки разветвляется. Складка с севера кулисообразно сочленяется со структурой Гюнешли через неглубокую седловину, а с юга сочленяется со структурой Нефт Дашлары-2. На северо-западе Нефт Дашла-ры отделяется от Палчыг Пилпилеси слабо выраженной седловиной.
Известно, что поиски и разведка месторождений нефти и газа, их разработка и оцен-
ка потенциала нефтегазоносности коллекторов зависят от петрофизических свойств отложений, составляющих разрез структуры.
Для определения литолого-петрографичес-ких и коллекторских свойств глубокозалегаю-щих слоев, изменяющихся по площади, были изучены карбонатность, пористость, проницаемость, плотность, гранулометрический состав и скорости распространения продольных волн с помощью образцов, взятых из пробуренных поисково-разведочных скважин площади Нефт Дашлары. Также были определены экстремальные и средние пределы физических свойств пород. Рассмотрена зависимость их коллекторских свойств от глубины залегания и физических факторов. Соответственно, была составлена петрофизическая таблица, отражающая коллек-торские характеристики пород (табл. 1) [7, 8].
Месторождение Нефт Дашлары содержит 26 нефтеносных объектов, распределенных по свитам и горизонтам продуктивной толщи.
Нефт Дашлары характеризуется пластовым, литологическим и тектоническим типами нефтеносных объектов. Отложения, подстилающие продуктивные толщи (коунская свита-понт), с точки зрения их нефтегазоносности представляют интерес по данным более 25 скважин.
В нефтеносных объектах скопления газа встречаются в растворенном виде. Однако в некоторых случаях отмечается самостоятельный выход газа. Нефтеносность калинской свиты была установлена во всех блоках структуры.
Вскрытая максимальная мощность продуктивной толщи в скважинах составляет 2400 м. Но в некоторых частях месторождения глубокими разведочными скважинами на больших глубинах были вскрыты некоторые горизонты продуктивной толщи. Плотность глинистых пород здесь составляет 2,20−2,48 г/см3, пористость — 8,3−17% (в некоторых случаях достигает 25%), распространение ультразвуковых волн — 2150−2200 м/с. Плотность алевролитов — 2,13−2,60 г/см3, пористость — 15−28%, распространение ультразвуковых волн колеблется между 1300—2200 м/с. Плотность песчаников составляет от 2,00 до 2,50 г/см3, пористость — 7,2−22,0%. Во всех породах распространение ультразвуковых волн, в зависимости от литологического состава, изменяется в пределах 850−2800 м/с. Карбонатные глины продуктивной толщи подвергались изменению, и их физические свойства характеризуются следующими величинами: плотность — 2,02−2,59 г/см3, пористость — 8,5−30%, распространение ультразвуковых волн — 2100−3500 м/с. Надо отметить, что карбонатность и проницаемость отложе-
Таблица 1
Пределы изменений и средние значения физических свойств осадочных пород продуктивных толщ по скважинам месторождения Нефт Дашлары
№ п/п Интервал глубины, м Литология Карбонатность, % Пористость, % Проницаемость, 10−15 м2 Плотность о, г/см3 Скорость распространения упругих волн V, м/с
вл. сух.
шт-тах средние значения т1п-тах средние значения т1п-тах средние значения т1п-тах средние значения т1п-тах средние значения т1п-тах средние значения
1 930−4610 Песчано-глинистые алевролиты 8,2−9,4 8,8 9,9−25,7 15,5 3,0−3,5 2,3 2,2−26,0 2,48 2,01−2,47 2,37 2300−3200 3000
2 1600−4375 Глинистые алевролиты 2,9−10,4 5,7 10,2−20,7 12,1 0,9−12,7 5,8 2,29−2,50 2,40 2,09−2,40 2,28 2600−3000 2800
30 430−525 Песчано-глинистые алевролиты 8,3−12,8 9,7 11,6−20,1 16,3 28,5−79,4 59,7 2,49−2,63 2,56 2,42−2,50 2,45 3200−3600 3400
316 690−905 Глинисто-песчаные алевролиты 8,9−9,9 9,37 19,5−22,9 21,4 0,1−95,7 2,20 2,23−2,30 2,27 2,01−2,10 2,05 2400−2600 2500
419 640−1120 Глинисто-песчаные алевролиты 5,8−12,4 7,53 11,0−33,6 16,92 0,1−95,7 40,68 193−2,57 2,35 1,6−2,34 2,20 1700−2400 1980
900 2050−2527 Песчано-глинистые алевролиты 4,1−14,6 9,79 13,6−17,9 14,8 — 12,5 2,43−2,56 2,50 2,36−2,43 2,40 — 3150
951 2216−2341 Глинистые алевролиты 3,8−15,7 11,8 7,6−10,8 9,02 — 56,9 2,58−264 2,61 2,47−2,56 2,51 3500−3600 3550
1999 1508−1525 Глинистые алевролиты 3,0−11,0 7,0 12,6−14,9 13,75 0,6−20 1,3 2,58−2,54 2,52 2,40−2,47 2,44 2300−2400 2350
2042 940−1005 Глинистые алевролиты 4,5−6,0 5,27 60−160 9,57 — 214,9 2,30−2,73 2,57 2,37−2,67 2,56 2500- 3000 2800
2054 1130−1405 Глинисто-песчаные алевролиты 23,4−25,8 24,60 9,7−11,1 10,40 2,25−6,23 4,24 2,43−2,60 2,56 2,38−2,53 2,44 2100−3200 2580
2067 480−830 Алевритовые глины 4,9−26,8 19,14 12,4−17,0 11,0 2,6−8,1 5,35 2,41−2,63 2,56 2,36−2,56 2,50 2000−3100 2650
ний продуктивной толщи в целом также подверглись значительному изменению.
При изучении гранулометрического состава свит продуктивной толщи площади Нефт Дашлары установлено, что диаметр зерен варьируется в основном от 0,1 до 0,01 мм. Это свидетельствует о том, что в разрезе больше алевритов, чем отложений другого состава.
Как известно, месторождение Нефт Дашлары многоэтажное. Чтобы выяснить коллекторские свойства отложений, зависящие от глубины, по площади были корреляционно исследованы пределы изменений физических параметров. В результате установлено, что нижние и верхние пласты мало отличаются, несмотря на разность физических параметров. Это свидетельствует об уменьшении пористости с глубиной и об относительном увеличении плотности и скорости распространения ультразвуковых волн.
Проведенные исследования дают возможность предположить, что изменения физических характеристик исследуемого объекта связаны с литологической неоднородностью основного комплекса, разнообразием пород и
тектонических условий. Установлена также закономерность изменения коэффициентов пористости и проницаемости.
Обработка и интерпретация петрофизиче-ских и промыслово-геофизических материалов позволили установить, что некоторые горизонты продуктивной толщи в пересчете на нефть и газ более перспективны.
Изучая литолого-петрографические свойства отложений месторождения по геолого-геофизическим материалам и коллекторские свойства образцов керна, взятых из скважин площади, можно прогнозировать нефтегазо-носность глубокозалегающих слоев наряду с эксплуатируемыми [9, 10].
Исследование геологического строения месторождений Гюргян-дениз и о. Чилов
С целью изучения геологического строения месторождения Гюргян-дениз и о. Чилов были собраны геолого-геофизические материалы, на основании изучения которых были построены структурные карты по кровле про-
дуктивных слоев и несколько поперечных и продольных геологических профилей.
В геологическом строении месторождения о. Чилов принимают участие отложения от современных (четвертичных) до диатомовой свиты включительно. Последняя (караган, конк, сармат, меотис) представлена частым чередованием глин, мергелей и алевролитов. Ее вскрытая толщина составляет 290 м. Отложения понта в основном состоят из глин.
Чилов представляет собой брахиантикли-нальную складку, вытянутую с северо-запада на юго-восток, протяженностью до 10 км при ширине до 4 км, с крутыми (до 55−80°) крыльями. Свод складки размыт до диатомовой свиты, складка осложнена продольным надвигом, выход которого на дне моря прослеживается почти на 15 км. Вертикальная амплитуда смещения по разрезу составляет 500 м (рис. 3, 4).
Рис. 3. Месторождение о. Чилов. Структурная карта по кровле I горизонта калинский свиты продуктивной толщи
Рис. 4. Месторождение о. Чилов. Геологический профиль по линии II-II: СП — свита перевыва
Складка осложнена 7 поперечными и 2 продольными нарушениями с амплитудой вертикального смещения до 250 м. Она имеет сложное строение и разбита сетью продольных и поперечных нарушений на 10 блоков.
Первая промышленная нефть на площади о. Чилов была получена в 1948 г. с дебитом 3 м3/сут. из нефтеносных горизонтов калин-ской свиты, на глубине 730−790 м. Далее в поднадвиговой зоне в нижней части калин-ской свиты были установлены нефтяные и газовые залежи и газовая шапка (по результатам бурения скважин № 46, 48). В 1952 г. ка-линская свита была введена в эксплуатацию.
Подкирмакинская свита была введена в эксплуатацию после получения промышленной нефти при опробовании скважины № 47, которая была заложена в зоне разрывных нарушений. В 1952 г. из кирмакинской, а в 1972 г. из надкирмакинской песчаной свит была получена промышленная нефть.
По результатам геофизических исследований и опробования разведочных скважин, пробуренных на северо-западном крыле в 1955 г., месторождение считается перспективным.
Нефтеносность надкирмакинской песчаной свиты приурочена к IV блоку поднадвиговой зоны. В этом блоке эффективное насыщение нефтью составляет 7,5 м. Промышленная неф-
теносность кирмакинскои и подкирмакинскои свит выявлена в поднадвиговой зоне в II, III, IV и V блоках.
Промышленная нефтеносность верхней части калинской свиты приурочена к III, IV и V блокам, а нефтеносность нижней части свиты связана с III блоком. В поднадвиговой зоне промышленная нефть из подкирмакинской свиты обнаружена в IV блоке, в VI и VII блоках в верхней и нижней частях калинской свиты, в VIII блоке нижней ее части.
Итак, на юго-западном крыле в поднадвиговой зоне промышленная нефтеносность связана с подкирмакинской и калинской свитами, а на северо-восточном крыле — в поднадвиговой зоне с надкирмакинской песчанистой, калинской и подкирмакинской свитами нижнего отдела продуктивной толщи. В поднадвиговой зоне в единичных скважинах в объекте калинской свиты КаСа получен приток газа с дебитом 40−100 тыс. м3/сут.
Месторождение относится к структурному типу с сильно нарушенным сводом.
Нефтеносность первого и второго горизонта кирмакинской свиты установлена электрокаротажем. Нефтегазоносность ка-линской свиты по всему крылу складки связана с линзовидными прослоями песков (рис. 5).
Рис. 5. Месторождение Гюргян-дениз. Структурная карта по кровле калинской свиты продуктивной толщи
Рис. 6. Месторождение Гюргян-дениз. Геологический профиль по линии I-1
На северо-восточном крыле поднадвиговой зоны в горизонтах кирмакинской и подкирма-кинской свит установлены небольшие нефтяные залежи (рис. 6).
На северо-восточном крыле из двух скважин, вскрывших нижние части продуктивной толщи, получен приток нефти. Нефтяные залежи Гюргян-дениз тектонически экранированного, литологически ограниченного и комбинированного типов. Нефти залежей высокосмолистые, малопарафинистые, содержат высокооктановый бензин, лигроин и белую нефть. Сера отсутствует. Газы залежей сухие. В составе газов содержание метана доходит до 92%. В течение эксплуатации месторождения Гюргян-дениз получено 7295 тыс. т. нефти и 596,9 тыс. м3 газа [11, 12].
В результате палеотектонического анализа выявлено, что на Апшеронском архипелаге в начале эпохи продуктивной толщи структуры развивались медленно, а в конце — интенсивно. Поэтому крылья структур находятся на разных гипсометрических уровнях. Кроме того, под действием сжимающих напряжений юго-западное крыло надвинуто на северо-восточное. Ядро структуры подвержено эрозии [13].
На вышеотмеченной площади для определения литолого-петрографических и коллек-торских свойств, а также закономерности из-
менения по площади и с глубиной были изучены карбонатность, пористость, проницаемость, плотность, гранулометрический состав и скорости распространения продольных волн с помощью образцов, взятых из пробуренных поисково-разведочных скважин месторождения Нефт Дашлары. Также были определены минимальные, максимальные и средние пределы физических свойств пород. Рассмотрена зависимость коллекторских свойств пород от глубины залегания и от других физических факторов. Соответственно, была составлена петрофизиче-ская таблица, отражающая коллекторские характеристики пород (табл. 2) [14].
Из таблиц и построенных графиков видно, что коллекторские свойства пород в пределах рассматриваемых глубин претерпевают незначительные изменения, что дает основание прогнозировать наличие коллекторов на этих глубинах. Но в некоторых случаях в связи с петрофизическими изменениями нарушаются некоторые закономерности. Это видно по изменениям пределов значений коллектор-ских характеристик осадочных пород (рис. 7).
Нами были изучены также пределы изменения пористости и карбонатности по некоторым площадям Южно-Каспийской впадины на основе петрофизических свойств пород (рис. 8, 9). Зависимость физических свойств пород от глубины
Таблица 2
Пределы изменений и средние значения коллекторских свойств осадочных пород продуктивной толщи по скважинам месторождений (в скобках указано число исследуемых образцов)
№ п/п Интервал глубины, м Литология Карбонатность, % Пористость, % Проницаемость, 10−15 м2 Плотность о, г/см3 Скорость распространения упругих волн й, м/с
тт-тах средние значения тт-тах средние значения тт-тах средние значения тт-тах средние значения тт-тах средние значения
о. Чилов
8 558−610 Алевритовые песчаники 31,6−32,4 32,0 (2) 13,2−17,6 15,4 (2) 15,0−63,0 39,0 (2) 2,23−2,46 2,38 (4) 3200−3700 3500 (2)
3 652−863 Глинисто-песчаные алевролиты 4,1−34,1 13,1 (16) 5,8−24,8 14,9 (16) 5−55,0 28,3 (6) 213−218 215 (6) 2250−3050 2500 (6)
19 954−1103 Глинистые алевролиты 3,5−10,5 54 (5) 14,1−23,9 20,3 (4) 12,0−29,0 23,0 (4) 2,38−2,56 2,49 (4) 2200−2900 2750 (4)
13 1077−1165 Глинистые алевролиты 9,6−22,0 17,1 (6) 11,8−22,4 16,4 (6) 9,0(1) 9,0 (1) 2,40−2,60 2,53 (6) 2200−3800 3100 (6)
15 1443−1516 Алевритовые песчаники 5,7−17,2 12,5 (6) 21,9−24,9 23,6 (8) 14,0−544,0 247,0 (6) 2,18−2,43 2,38 (6) 2000−3000 2450 (6)
23 1660−1665 Глинисто-песчаные алевролты — 9,8 (1) — 22,6 (6) Непроницаемые 240−2,48 2,44 (3) 2100−2950 2350 (3)
35 1580−1812 Глинисто-алевритовые песчаники 18,9−19,5 14,2 (2) — 24,2 (1) Непроницаемые — 2,48 — 2450
Гюргян-дениз
801 1769−1913 Алевритоглинистые песчаники 4,2−37,5 17,8 (4) 5,1−28,8 20,1 (14) 18,0−830 180(8) 2,54−2,68 2,63 (8) 2500−2950 2850 (8)
23 1970−2424 Алевритоглинистые песчаники 11,0−24,7 15,6 (4) 9,0−23,6 17,8 (6) 7,0−184,0 53,0(6) 2,43−2,56 2,51 (6) 2350−2800 2500 (6)
35 2043−2092 Глинисто-песчаные алевролиты 4,5−21,0 7,6 (6) 7,4−27,8 23,1 (8) 22,0−4802,0 180,5(8) 2,48−2,55 2,52 (8) 2300−2750 2450 (6)
200 2153−2203 Песчано-глинистые алевролиты 5,2−10,7 8,6 (4) 20,5−20,7 20,6 (2) Непроницаемые 2,55−2,61 2,58 (4) 2800−2900 2850 (2)
145 2255−2347 Глинистые алевролиты 3,0−6,5 5,3 (5) 12,6−22,8 18,0 (8) Непроницаемые 2,38−2,50 2,43 (6) 2100−2650 2350 (6)
148 2436−2620 Глинисто-песчаные алевролиты 3,2−5,1 4,3 (4) 15,7−22,6 14,2 (4) Непроницаемые 2,22−2,38 2,33 (5) 2000−2100 2050 (2)
Интервал глубины, м
Карбонатность,
%
Пористость,
%
Плотность о, г/см3
Скорость распространения упругих волн й, м/с
558−610
Алевритовые песчаники
652−863
Глинисто-песчаные _алевролиты_
954−1103
Глинистые алевролиты
1077−1165
Глинистые алевролиты
1443−1516
Алевритовые песчаники
1660−1665
Глинисто-песчаные _алевролиты_
1580−1812
Глинисто-алевритовые песчаники
1769−1913
Алевритоглинистые песчаники
Алевритоглинистые песчаники
2043−2092
Глинисто-песчаные _алевролиты_
2255−2347
Глинистые алевролиты
2436−2620
Глинисто-песчаные _алевролиты_
2153−2203
Песчано-глинистые _алевролиты_
Рис. 7. Графики изменения пределов значений коллекторских свойств осадочных пород продуктивной толщи месторождений
Рис. 8. Пределы изменения пористости по площади
Рис. 9. Пределы изменения карбонатности по площади
была изучена по гипсометрическим и стратиграфическим принадлежностям. С учетом связи между коллекторскими свойствами и изменением литолого-гранулометрических характеристик пород была проведена корреляция разрезов. На исследуемой территории вдоль различных антиклинальных структур была изучена зависимость петрографических параметров.
Рисунки и таблицы показывают, что изменение пористости, как и карбонатности, происходит скачкообразно. В некоторых случаях пористость составляет более 20%. Максимальный перепад пористости на Гюргян-дениз — 15,7%, а на о. Чилов — 18,0% [15].
Таким образом, на трех площадях ЮжноКаспийского бассейна были детально исследованы петрофизические свойства коллекторов продуктивной толщи, определены основ-
ные их параметры и изменение их значений с глубиной. Следует отметить, что проведенный анализ изменения пористости, проницаемости, карбонатности и гранулометрического состава пород можно аппроксимировать на соседние площади.
Итак, анализ литолого-петрографических свойств отложений рассмотренных площадей и коллекторских свойств образцов пород, представленных керновым материалом с различных площадей, дает возможность прогнозировать нефтегазоносность отложений.
Заключение
В результате работ, проведенных в пределах исследуемой территории, установлено, что отложения продуктивной толщи литоло-гически представлены песками, песчаниками и чередованием алевритов с прослойками глин. В южной и восточной частях региона карбонатность пород претерпевает некоторые изменения. В центральной части региона изменение пористости и карбонатности происходит скачкообразно.
Установлено, что изменение петрофизиче-ских значений в широком диапазоне связано с литологическими неоднородностями, разнообразием глубин залегания пород и тектоническими условиями в регионе.
При исследовании коллекторских свойств региона выявили, что в глубокозалегающих пластах отмечается эффективная пористость, и это дает возможность прогнозировать коллекторы нефти и газа на рассматриваемых глубинах. Однако графики петрофизических изменений пределов рассматриваемых параметров показывают, что в связи с некоторыми литофизическими изменениями нарушается установленная закономерность.
Чтобы прогнозировать нефтегазоносность в более глубоких слоях структуры, использованы оптимальные геофизические методы. Применение метода определения фильтраци-онно-емкостных свойств пород считается целесообразным.
Список литературы
1. Геология нефтяных и газовых месторождений Азербайджана / А.А. Али-заде, Г. А. Ахмедов, А. М. Ахмедов, А. К. Алиев, М.М. Зейна-лов. — М.: Недра, 1966. — 390 с.
2. Юсифзаде Х. Б. Применение современных технологий в области разведки и добычи нефтегазовых месторождений в Азербайджане // Azэrbaycan ТэзэггиГай. — 2013. — № 7−8. — С. 3−13.
3. Бабазаде Б. Х., Путкарадзе Л. А. О поисках залежей газа и нефти в прибрежной морской зоне Апшеронского полуострова и Бакинского архипелага // Геология нефти и газа. — 1961. — № 10. — С. 7−11.
4. Методика выявления дифференциации запасов нефти / Б. А. Багиров, А. А. Нариманов, С. А. Назарова, А. М. Салманов, М. К. Гасаналиев. -Баку: Яеа1сош ВМ, 2001. — 34 с.
5. Али-Заде А.А., Салаев С. Г., Алиев А. И. Научная оценка перспектив нефтегазоносности Азербайджана и Южного Каспия и направление поисково-разведочных работ. — Баку: Элм, 1985. — 250 с.
6. Гурбанов В. Ш., Султанов Л. А., Аббасова Г. Г. Литолого-петрографические и коллекторские свойства мезокайнозойских отложений Прикаспийско-Губинского нефтегазоносного района // Геофизические новости Азербайджана. — 2014. — № 3−4. — С. 10−13.
7. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых / под ред. Н. Б. Дортман. — М.: Недра, 1976. — 527 с.
8. Составление каталога коллекторских свойств мезокайнозойских отложений месторождений нефти и газа и перспективных структур Азербайджана: отчет Научно-исследовательского института геофизики № 105−2009 / Фонды Управления геофизики и геологии. Баку, 2010.
9. Рачинский М. З., Чилингар Дж. Результаты геолого-разведочных работ 1990−2005 гг., геологические аспекты перспектив и количественная оценка // Азербайджанское нефтяное хозяйство. — 2007. — № 1. — С. 7−15.
10. Алиев А. И. Всё о нефти. — Баку, 2013. — 284 с.
11. Месторождения нефти и газа и перспективные структуры Азербайджанской ССР / А. И. Алиев, Ф.М. Багир-заде [и др.]. — Баку: ЭЛМ, 1985. — 107 с.
12. Багир-заде Ф. М. Формирование среднеплиоценовых залежей нефти и газа в акваториальной части Южно-Каспийской впадины. — Баку: Азернешр, 1969. — 116 с.
13. Керимов К. М., Рахманов Р. Р., Хеиров М. Б. Нефтегазоносность Южно-Каспийской мегавпадины. — Баку: Адыльоглы, 2001. — С. 317.
14. О результатах петрофизических исследований отложений продуктивной толщи нефтегазоносных площадей Бакинского архипелага / М. С. Бабаев, Л. А. Султанов, Ш. А. Ганбарова, Т. А. Алиева // Известия высших технических учебных заведений Азербайджана. — 2014. — № 2. -С. 7−12.
15. Мехтиев У. Ш., Хеиров М. Б. Литолого-петрографические особенности и коллекторские свойства пород калинской и подкирмакин-ской свит Апшеронской нефтегазоносной области Азербайджана. — Баку, 2007. — Ч. 1. — С. 238.
References
1. Ali-zade A.A., Akhmedov G.A., Akhmedov A.M., Aliev A.K., Zeinalov M.M. Geologiia neftianykh i gazovykh mestorozhdenii Azerbaidzhana [Geology of oil and gas fields of Azerbaijan]. Moscow: Nedra, 1966. 390 p.
2. Iusifzade Kh.B. Primenenie sovremennykh tekhnologii v oblasti razvedki i dobychi neftegazovykh mestorozhdenii v Azerbaidzhane [Application of modern technologies in the areas of exploration and production of oil and gas fields of Azerbaijan]. Azsrbaycan Neft Tsssrrufati, 2013, no. 7−8, pp. 3−13.
3. Babazade B. Kh., Putkaradze L.A. O poiskakh zalezhei gaza i nefti v pribrezhnoi morskoi zone Apsheronskogo poluostrova i Bakinskogo arkhipelaga [About oil and gas field search at sea shore zone of Apsheronskiy peninsula Baku archipelago]. Geologiia nefti i gaza, 1961, no. 10, pp. 7−11.
4. Bagirov B.A., Narimanov A.A., Nazarova S.A., Salmanov A.M., Gasanaliev M.K. Metodika vyiavleniia differentsiatsii zapasov nefti [The methodology for oil reserves differentiation determination]. Baku: Realcom BM, 2001. 34 p.
5. Ali-Zade A.A., Salaev S.G., Aliev A.I. Nauchnaia otsenka perspektiv neftegazonosnosti Azerbaidzhana i Iuzhnogo Kaspiia i napravlenie poisk-ovo-razvedochnykh rabot [Scientific evaluation of oil and gas content prospects of Azerbaijan and South Caspian Sea and exploration directions]. Baku: Elm, 1985. 250 p.
6. Gurbanov V. Sh., Sultanov L.A., Abbasova G.G. Otologo-petrograficheskie i kollektorskie svoistva mezokainozoiskikh otlozhenii Prikaspiisko-Gubinskogo neftegazonosnogo raiona [Lithological, petrological and reservoir properties of Meso-Cenozoic deposits of Prikaspiisko-Gubinskogo oil and gas region]. Geofizicheskie novosti Azerbaidzhana, 2014, no. 3−4, pp. 10−13.
7. Fizicheskie svoistva gornykh porod i poleznykh iskopaemykh [Physical properties of the rocks and mineral deposits]. Ed. N.B. Dortman. Moscow: Nedra, 1976. 527 p.
8. Sostavlenie kataloga kollektorskikh svoistv mezokainozoiskikh otlozhenii mestorozhdenii nefti-gaza i perspektivnykh struktur Azerbaidzhana [Catalog composition of properties of reservoirs that contain Meso-Cenozoic oil and gas deposits and prospect structures of Azeirbajan]. Otchet Nauchno-issledovatel'-skogo instituta geofiziki № 105−2009. Fondy Upravleniia geofiziki i geologii. Baku, 2010.
9. Rachinskii M.Z., Chilingar Dzh. Rezul'-taty geologo-razvedochnykh rabot 1990−2005 gg., geologicheskie aspekty perspektiv i kolichestvennaia otsenka [Results of exploration made in 1990−2005, geological aspects of prospects and quantitative evaluation]. Azerbaidzhanskoe neftianoe khoziaistvo, 2007, no. 1, pp. 7−15.
10. Aliev A.I. Vse o nefti [Everything about oil]. Baku, 2013. 284 p.
11. Aliev A.I., Bagjr-zade F.M. et al. Mestorozhdeniia nefti i gaza i perspektivnye struktury Azerbaidzhanskoi SSR [Oil and gas fields and prospective structures of Azerbaijan Soviet Socialist Republic]. Baku: ELM, 1985. 107 p.
12. Bagir-zade F.M. Formirovanie srednepliotsenovykh zalezhei nefti i gaza v akvatorial'-noi chasti Iuzhno-Kaspiiskoi vpadiny [Formation of Middle Pliocene oil and gas deposits at water area of South-Caspian basin]. Baku: Azerneshr, 1969. 116 p.
13. Kerimov K.M., Rakhmanov R.R., Kheirov M.B. Neftegazonosnost'- Iuzhno-Kaspiiskoi megavpadiny [Oil and gas deposits of South-Caspian mega basin]. Baku: Adyl'-ogly, 2001. 317 p.
14. Babaev M.S., Sultanov L.A., Ganbarova Sh.A., Alieva T.A. O rezul'-tatakh petrofizicheskikh issledovanii otlozhenii produktivnoi tolshchi neftegazonosnykh ploshchadei Bakinskogo arkhipelaga [Results of petrophysical study of productive deposits that belong to Baku archipelago]. Izvestiia vysshikh tekhnicheskikh uchebnykh zavedenii Azerbaidzhana, 2014, no. 2, pp. 7−12.
15. Mekhtiev U. Sh., Kheirov M.B. Litologo-petrograficheskie osobennosti i kollektorskie svoistva porod kalinskoi i podkirmakinskoi svit Apsheronskoi neftegazonosnoi oblasti Azerbaidzhana [Lithological, petrological and reservoir properties of rocks from Kala and under Kirma sets of Apsheronskaia oil and gas region of Azerbaijan]. Baku, 2007, part 1. 238 p.
Об авторах
Гурбанов Вагиф Шыхы оглы (Баку, Азербайджан) — доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений Азербайджанского государственного университета нефти и промышленности (AZ1010, г. Баку, пр. Азадлыг, 20- е-май: vagfqurbancv@mail. ru).
Султанов Латиф Агамирза оглы (Баку, Азербайджан) — научный сотрудник кафедры поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений Азербайджанского государственного университета нефти и промышленности (AZ1010, г. Баку, пр. Азадлыг, 20- е-май: latif. sultan@mail. ru).
Валиев Самир Аламшах оглы (Баку, Азербайджан) — докторант кафедры поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений Азербайджанского государственного университета нефти и промышленности (A31010, г. Баку, пр. Азадлыг, 20- е-mail: vesgb8@bp. com).
Бабаева Малахат Тофиг кызы (Баку, Азербайджан) — докторант кафедры поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений Азербайджанского государственного университета нефти и промышленности (A31010, г. Баку, пр. Азадлыг, 20, е-mail: melahetaslanova@mail. ru).
About the authors
Vagif Sh. Gurbanov (Baku, Azerbaijan) — Doktor of Geologo-minerealogical Sciences, Professor, Vice-Rektor for Elucation, Head of Department of Oil and Gas Field Prospecting and Exploration, Azerbaijan State University of Oil and Industry (AZ1010, Baku, Azadlyg av., 20- e-mail: vagifqur-banov@mail. ru).
Latif A. Sultanov (Baku, Azerbaijan) — Researcher, Department of Oil and Gas Field Prospecting and Exploration, Azerbaijan State University of Oil and Industry (AZ1010, Baku, Azadlyg av., 20- e-mail: latif. sultan@mail. ru).
Samir A. Valiyev (Baku, Azerbaijan) — Phd, Department of Oil and Gas Field Prospecting and Exploration, Azerbaijan State University of Oil and Industry (AZ1010, Baku, Azadlyg av., 20- e-mail: vesgb8@bp. com).
Melahet T. Babayeva (Baku, Azerbaijan) — Phd, Department of Oil and Gas Field Prospecting and Exploration, Azerbaijan State University of Oil and Industry (AZ1010, Baku, Azadlyg av., 20- e-mail: melahetaslanova@mail. ru).
Получено 10. 07. 2015
Просьба ссылаться на эту статью в русскоязычных источниках следующим образом:
Гурбанов В. Ш., Султанов Л. А., Валиев С. А., Бабаева М. Т. Литолого-петрографические и коллекторские xарактеристики мезокайнозой-ских отложений северо-западной части Южно-Каспийской впадины // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. — 2015. — № 17. — С. 5−15. DOI: 10. 15 593/2224−9923/2015. 17. 1
Please cite this article in English as:
Gurbanov V. Sh., Sultanov L.A., Valiyev S.A., Babaeva M.T. The lihtophysical and collector characteristics of mesozoic-cenozoic deposits of north-western part of the Caspian deprssion. Bulletin of PNRPU. Geology. Oil & amp- Gas Engineering & amp- Mining, 2015, no. 17, рр. 5−15. DOI: 10. 15 593/2224−9923/2015. 17. 1

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой