CC BY
14DOI: 10.24412/2619-0761-2022-3-5-13 УДК 550.832
ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ОТЛОЖЕНИЙ ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ ПЛОЩАДИ ГЮНЕШЛИ
Халилова Л.Н.
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Баку, Азербайджан
*Е-таИ: iaia_khaiiiova@maii.ru
Аннотация. В связи с активизацией в последние годы поисково-разведочных работ в акватории Каспийского моря с целью выявления нефтегазоносных свит и горизонтов продуктивной толщи без дорогостоящего бурения возникает необходимость применения более точных современных методических приемов стратиграфического анализа, к которым относится и секвенс-стратиграфический анализ. Прогноз неструктурных ловушек и резервуаров в условиях резкой фациальной изменчивости отложений - это актуальная проблема, стоящая перед секвенс-стратиграфией.
В статье рассматриваются результаты применения методики секвенс-стратиграфии и метода Эмери по данным геофизических исследований скважин (каротажных кривых потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и гамма-каротажа (ГК)). Выявление, корреляция и синхронизация генетически связанных фаций в рамках хроностратиграфических границ проводились для изучения литофациальных особенностей отложений верхнего отдела продуктивной толщи (ПТ) раннего плиоцена месторождения Гюнешли, относящегося к Абшероно-Прибалханской тектонической зоне. Были построены корреляционные профили по свитам продуктивной толщи и прослежены изменения условий осадконакопления вдоль этих профилей. С целью уточнения условий осадконакопления отложений ПТ в рамках уже выделенных системных трактов вслед за секвенсстратиграфическим анализом проводился фациальный анализ по методу Эмери (в основе которого лежат электрометрические модели Эмери). В процессе исследований были проанализированы коллекторские свойства коллекторов, выделенных в интервале исследования.
Была выявлена приуроченность основных скоплений нефти и газа к фациям системных трактов низкого стояния уровня моря и иногда трансгрессивных системных трактов. Было установлено, что нефтегазоносные коллекторы формируются преимущественно в процессе агградации в обстановках флювиальных и приливных баров, либо регрессивно-трансгрессивных береговых дельтовых обстановках.
Ключевые слова: секвенс-стратиграфия, каротажные диаграммы, осадочный системный тракт, электрометрические модели, фация, обстановка осадконакопления.
Введение.
ак известно, основная доля добываемой в Азербайджане нефти, газа и газоконденсата приходится на отложения продуктивной толщи раннего плиоцена. В связи с этим детальное исследование строения отложений продуктивной толщи (ПТ) и условий их формирования имеет большое практическое значение. Для этой цели в последние годы нами широко используются новые, высокоинформативные методы анализа: сейсмическая и секвенсная стратиграфия [1...5].
Сейсмическая стратиграфия позволяет расчленить осадочный покров на седиментационные комплексы (СК), границы которых представляют собой хроностратиграфические (акустические) границы, переходящие местами в поверхности несогласия. Последние создают стратиграфический каркас осадочного чехла, позволяющий осуществить корреляцию разновозрастных седиментационных комплексов. Секвенс-стратиграфия, которая возникла на базе сейсостратиграфии выделяет СК и их дробные части в виде последовательности осадочных трактов.
© ®
Содержимое этой работы может использоваться в соответствии с условиями лицензии Creative Commons Attribution 4.0. Любое дальнейшее распространение этой работы должно содержать указание на автора (ов) и название работы, цитирование в журнале и DOI.
Метод секвенс-стратиграфии позволяет осуществлять более точную хроностратиграфическую разбивку по каротажным диаграммам с целью выделения потенциально нефтегазонасыщенных горизонтов в ранге парасеквенсов и выявления стратиграфических ловушек. Единицы секвенс-стратиграфического анализа отражают цикличность, обусловленную относительными изменениями уровня моря, путем выделения парасеквенсов и входящих в него осадочных системных трактов, что позволяет предсказать распределение фаций и облегчают детальную корреляцию и картирование отложений. При секвенс-стратиграфических исследованиях учитываются процессы и обстановки седиментации [6, 7].
Секвенс-стратиграфия предусматривает три операции: выявление основных поверхностей несогласия и согласных границ (путем сейсмостратиграфического анализа), литофациальный анализ по данным ГИС и биостратиграфический анализ [8].
Данная работа посвящена изучению литофациальных особенностей отложений верхнего отдела продуктивной толщи раннего плиоцена методами секвенс-стратиграфии и Эмери. Объектом настоящих исследований являлось месторождение Гюнешли (рис. 1). Цель работы - выявление, корреляция и синхронизация генетически связанных фаций в рамках хроностратиграфических границ и уточнение обстановок их осадконакопления. Предметом исследований являлись отложения свиты перерыва, X, IX, VIII и VII горизонта балаханской свиты, с которыми связана нефтеносность данной площади.
Месторождение Гюнешли расположено в юго-восточной части Абшеронского архипелага, в 12 км от площади Нефтяные Камни и в 120 км от города Баку. Антиклинальное поднятие Гюнешли было обнаружено в 1958...1963 гг. в результате сейсморазведочных работ. Поисковое бурение здесь было начато в 1977 г. Разведочные работы проводились в 1979 году, а испытательные работы были начаты в 1980 году.
Рис. 1. Обзорная схема расположения структуры Гюнешли
Отложения продуктивной толщи были вскрыты на глубине 1300...4300 м и относительно хорошо изучены. Продуктивная толща залегает на размытой поверхности сарматских отложений мощностью 55 м.
Нефтегазоносность структуры Гюнешли связана с отложениями ПТ. Это было выявлено в результате испытаний, проведенных в скважине №Х. В скважине №Х из X горизонта балаханской свиты впервые была получена нефть - 230 т в сутки. По истечении некоторого времени из скважины №ХХ в момент испытаний было получено из балаханской свиты 320 т в сутки нефти.
Отложения свиты перерыва, концентрирующие в себе основную долю запасов нефти, были вскрыты всеми поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами.
Таким образом, скопления нефти, газоконденсата, имеющие промышленной значение были обнаружены в следующих горизонтах и свитах месторождения Гюнешли: КаС3 (3 горизонте калинской свиты), ПК (подкирмакинской свите), НКП (надкирмакинской песчаной свите), СП (свите перерыва), балаханской (X, IX, VI, V горизонтах).
Месторождения нефти и газоконденсата относятся к тектонически экранированным типам.
В общем, в геологическом разрезе месторождения Гюнешли были обнаружены скопления нефти и газа в 17 горизонтах и в свитах ПТ. Контакты нефть-вода и газ-вода расположены в отдельных тектонических блоках на различных глубинах. Месторождение было сдано в эксплуатацию в 1980 г.
Основная часть. На первой ст адии работ ы были обработ аны карот аж ные данные кривых самопроизвольной поляризации (ПС) и гамма-каротажа (ГК). В процессе обработки первоначально на каротажных диаграммах ГК в скважинах Гюнешли Х-1, Гюнешли Х-2, Гюнешли Х-3, Гюнешли Х-4 были выделены границы парасеквенций, поверхности трансгрессии и поверхности максимального затопления. Граница парасеквенции указывает на конец предыдущей (нижележащей) осадочной парасеквенции и начало новой. Точка, в которой скорость образования пространства аккомодации из-за относительного повышения уровня моря превышает скорость осадконакопления для заполнения пространства, называется трансгрессивной поверхностью. По мере того, как скорость подъема уровня моря замедляется, система осадконакопления достигает точки, когда аккомодация заполняется осадками. Эта точка наибольшей протяженности береговой линии называется поверхностью максимального затопления. Выделение этих поверхностей и границ впоследствии помогает при определении типов осадочных системных трактов на различных глубинах вышеперечисленных скважин.
Далее в пределах выявленных системных трактов были установлены обстановки осадконакопления фаций на основе электрометрических моделей Эмери [9, 10]. В процессе анализа были использованы данные заключения по комплексу геофизических исследований скважин Гюнешли Х-1, Гюнешли Х-2, Гюнешли Х-3, и Гюнешли Х-4 (рис. 2, 3).
Последующий этап работы заключался в проведении корреляции установленных ранее схожих границ и поверхностей по диаграмме гамма-каротажа в скважинах Гюнешли Х-1, Гюнешли Х-2, Гюнешли Х-3 и Гюнешли Х-4 (рис. 4). Был проведен анализ по построенным корреляционным профилям, были прослежены по профилю выделенные системный тракты высокого стояния уровня моря, трансгрессивный системный тракт и системный тракт низкого стояния уровня моря. Отложения на шельфе, образовавшиеся в течение периода относительного уровня моря, растущего быстрее, чем скорость осадконакопления, называют трансгрессивным системным трактом. Интервал низкого уровня моря называется низким стоянием, а отложения этого периода называются системным трактом низкого стояния моря. Относительный уровень моря медленно растет, но скорость подачи осадка относительно высока. Период высокого уровня моря в течение цикла, и слои, отложенные в течение этого периода, называются системным трактом систем высокого стояния.
На площади Гюнешли для свиты перерыва (СП) скважины Х-1 характерны высокие значения пористости и коэффициента нефтегазоносности, что свидетельствует о нефтеносности пласта. Свита перерыва состоит из крупно- и среднезернистых песчано-алевритовых слоев, чередующихся с глинами относительно малой мощности. Свита перерыва мощностью 100...140 м, вскрытая на глубине 2657...3550 м, обладает самыми большими запасами нефти на месторождении. В свите перерыва в основном выделяются системный тракт низкого стояния уровня моря и трансгрессивный системный тракт. Аналогичная картина наблюдается и в других скважинах. Таким образом, приходим к выводу, что в свите перерыва присутствуют только лишь неполные парасеквенсы. Против системных трактов низкого стояния наблюдается преимущественно агградация. Наблюдаемая здесь цилиндрическая форма кривой ГК характерна для песчаных отложений, которые находятся в условиях высокой энергетической обстановки осадконакопления. Эта форма отражает наращивание в указанном системном тракте песчаного материала. В период агградации выявлены обстановки осадконакопления - флювиальных и приливных баров и трансгрессивного шельфа. В пределах трансгрессивных системных трактов, выявленных в свите перерыва, выделяется в основном проградация и ретроградация и лишь в кровельной части некоторых скважин проградация. В период проградации формируются рециклиты, а проградации и ретроградации - репроциклиты. Для первых характерна колоколообразная аномалия кривой ГК, которая отражает трансгрессию моря, ослабление энергетической обстановки осадконакопления и уменьшение от подошвы к кровле слоя
зернистости пород. Для вторых характерна симметричная форма кривой ГК. Здесь воронкообразная форма кривой ГК плавно переходит в колоколообразную. От подошвы и кровли слоя к середине здесь наблюдается постепенное уменьшение зернистости пород. Обстановка осадконакопления здесь меняется от регрессивно-трансгрессивных береговых дельтовых фаций до фаций флювиального выполнения разветвленных отливных каналов, наблюдающихся в кровельной части свиты.
По литологическому составу балаханская свита, представлена чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород. В разрезе балаханской свиты V, VI, VII, VIII, IX, X горизонты отделяются друг от друга глинистыми прослоями. Песчанистость свиты достигает 40...50 %. X горизонт является одним из самых продуктивных объектов.
Балаханская свита была вскрыта на глубине 2000...3050 м, общая мощность варьирует в пределах 610...750 м.
Для Х горизонта балаханской свиты также характерны высокие значения пористости и коэффициента нефтегазоносности. Общая мощность Х горизонта составляет 75 м и в скважине Гюнешли Х-2 она полностью является нефтегазонасыщенной несмотря на то, что в пробуренных скважинах Гюнешли Х-1 и Х-4 в данной свите имеются показания высоких сопротивлений, что свидетельствует о наличие воды в пластах. Здесь выделяются границы секвенции и поверхности трансгрессии, что позволяет нам выделить системные тракты низкого стояния уровня моря и трансгрессивные системные тракты. В рамках системного тракта низкого стояния уровня моря наблюдается как агградация, так и проградация и ретроградация. В период проградация и ретроградация фации здесь меняются от регрессивных до трансгрессивных береговых дельтовых фаций. В пределах трансгрессивных системных трактов выделяются преимущественно фации флювиального выполнения разветвленных отливных каналов.
IX горизонт балаханской свиты также находится в промышленной разработке. Его мощность достигает 100...130 м. IX горизонту балаханской свиты в скважинах Гюнешли Х-1 и Гюнешли Х-2 присуще оптимальные величины пористости и коэффициента нефтенасыщенности, и этот горизонт был признан нефтегазоносной зоной. Пористость увеличивается в направлении нижней части разреза. Основные нефтеносные пласты сосредоточены в нижней части горизонта. Для интервала глубин 2758...2766 м скважины Гюнешли Х-3 характерны высокие значения глинистости, он считается водонасыщенным. Те же самые показания наблюдаются в скважинах Х-2 и Х-4 площади Гюнешли. В IX горизонте балаханской свиты наблюдаются все три системных тракта, что указывает на наличие полного парасеквенса. В нижней части данного горизонта в скважине Гюнешли Х-1 на диаграмме ГК были также выделены системный тракт высокого стояния и частично трансгрессивный системный тракт, которые относятся к нижележащему полному парасеквенсу. Преобладают пласты из глин и глинистых песков. Значительную часть IX горизонта балаханской свиты охватывает системный тракт высокого стояния уровня моря, в рамках которого выделяются дистально склоновые фации. Изрезанная форма кривой ГК против системного тракта высокого стояния указывает на чередование глинистых и песчаных слоев, на периодическое изменение энергетической обстановки осадконакопления. В рамках выделенного здесь трансгрессивного системного тракта преимущественно наблюдается ретроградация и выделяются фации вдольбереговых баров.
Мощности VIII и VII горизонтов колеблются в интервале 70...140 м. VIII и VII горизонты балаханской свиты представлены глинистыми слоями и с точки зрения нефтегазоносности не представляют интереса. Выделенные в этих горизонтах коллектора преимущественно являются водоносными и состоят из глинистого песчаника и песчано-глинистых алевролитов. В VIII горизонте наблюдается чередование системного тракта низкого стояния уровня моря и трансгрессивного системного тракта, т.е. неполных парасеквенсов. Здесь фации флювиальных и приливных баров чередуются с регрессивными и трансгрессивными береговыми дельтовыми фациями. Аналогичная картина наблюдается и в VII горизонте. Единственное отличие заключатся в том, что завершается он системным трактом высокого стояния, представленным шельфовыми фациями.
Анализ корреляционного профиля выявил, что на месторождение Гюнешли лишь в IX и VII горизонтах балаханской свиты присутствуют полные парасеквенсы.
Рис. 2. Интерпретация данных каротажа с позиции секвенс-стратиграфии и по методу Эмери (в скважине
Гюнешли Х1; IX... VII горизонты балаханской свиты)
Рис. 3. Интерпретация данных каротажа с позиции секвенс-стратиграфии и по методу Эмери (в скважине Гюнешли Х1; свита перерыва - X горизонт балаханской свиты)
Заключение. По результатам исследований верхнего отдела ПТ было установлено, что основные скопления углеводородов на площади Гюнешли приходятся на VII, VIII, IX, X горизонты балаханской свиты и свиту перерыва. Было установлено, что основные скопления нефти приурочены преимущественно к фациям флювиальных и приливных баров системных трактов низкого стояния уровня моря и реже к фациям флювиального выполнения разветвленных отливных каналов и регрессивно-трансгрессивных береговых дельтовых фациям трансгрессивного системного тракта. Как нефтегазоносные, так и водоносные коллектора формировались в условиях постоянной высокой энергетической обстановки осадконакопления, в результате чего происходило наращивание песчаного материала.
Условные обозначения: Tst - Системный тракт низкого стояния уровня моря
TSTj - Трансгрессивный системный тракт
HST - Системный тракт высокого стояния уровня моря
Рис. 4. Корреляционный профиль по отложениям продуктивной толщи (свита перерыва - VII горизонт балаханской свиты) площади Гюнешли
Литература:
1. Embry A.F., Johannessen E.P. Two approaches to sequence stratigraphy // Stratigraphy & Timescales. 2017. V. 2. P. 85-118.
2. Catuneanu O., Abreu V., Bhattacharya J.P., Blum M.D., Dalrymple R.W., Eriksson P.G., Fielding C.R., Fisher W.L., Galloway W.E., Gibling M R., Giles K.A., Holbrook J.M., Jordan R., Kendall C.G.St.C., Macurda B., Mar-tinsen O.J., Miall A.D., Neal J.E., Nummedal D., Pomar L., Posamentier H.W., Pratt B.R., Sarg J.F., Shanley K.W., Steel R.J., Strasser A., Tucker M.E., Winker C. Towards the standardization of sequence stratigraphy // Earth-Science Reviews. 2009. V. 92. P. 1-33.
3. Catuneanu O., Galloway W.E., Kendall C.G.St.C., Miall A.D., Posamentier H.W., Strasser A., Tucker M.E. Sequence stratigraphy: Methodology and Nomenclature // Newsletters on Stratigraphy. 2011. V. 44. P. 173-245.
4. Catuneanu O. Sequence stratigraphy. Guidelines for a standard methodology // Stratigraphy & Timescales. Elsevier. 2017. V.2. P. 1-58.
5. Kendall C.G.St.C. Sequence Stratigraphy // Encyclopedia of Marine Geosciences. 2014. P. 1-10.
6. Зорина С.О. Секвенс-стратиграфия (Материалы к лекциям. Практические задания). Казань. 2016. 221 с.
7. Габдулин Р.Р., Копаевич Л.Ф., Иванов А.В. Секвентная стратиграфия. М.: МАКС Пресс, 2008. 113 с.
8. Фишер К. Сейсмическая стратиграфия и секвенс-стратиграфия. М., 2014, 114 с.
9. Белозёров В.Б. Роль седиментацион-ных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений // Геология нефти и газа. Известия Томского политехнического университета. 2011. № 1. С. 116-123.
10. Губина А.И. Основы фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин. Пермь: Пресс тайм, 2007. 271 с.
© Халилова Л.Н., 2022
LITHOFACIES ANAL YSIS OF PRODUCTIVE SERIES DEPOSITS
OF GUNASHLI FIELD
L.N. Khalilova
Azerbaijan State University for Oil and industry, Baku, Azerbaijan
*E-mail: lala_khalilova@mail.ru
Abstract. Exploration works in the Caspian Sea held more actively for the last years in order to outline hydrocarbon perspective formations and horizons in Productive Series (PS) without high-cost drilling require the use of more accurate state-of the- art tools of stratigraphic analysis, which include sequence stratigraphic analysis. Prediction of non-structural traps and reservoirs under conditions of sharp facies variability of sediments is an urgent problem facing sequence stratigraphy.
The paper deals with results derived by use of sequence-stratigraphy tool based on well logging data (log curves of Spontaneous Polarization (SP) and Gamma-Ray Log (GR)). Identification, correlation and synchronization of genetically tied facies within chronostratigraphic limits has been conducted for study of lithological peculiarities in upper portion of PS of the Early Pliocene across Gunashli field, which is attributed to Absheron-Pribalkhan tectonic zone. Correlation profiles were built for the formations of the Productive Series and changes in the conditions of sedimentation along these profiles were traced. In order to clarify the conditions of sedimentation of the PS deposits within the already identified system tracts, after the sequence stratigraphic analysis, facies analysis was carried out using the Emery method (which is based on the Emery electrometric models). In the process of research, the reservoir properties of the reservoirs identified in the study interval were analyzed.
Major oil and gas accumulations have been attributed to the facies of systemic tracts of low sea level and sometimes transgressive systemic tracts. It was found that oil and gas bearing reservoirs are formed mainly in the process of aggradation in the conditions of fluvial and tidal bars, or transgressive shelf.
Keywords: sequence-stratigraphy, well log, sedimentary system tract, electrometric models, facies, depositional environment.
References
1. A.F. Embry, E.P. Johannessen, Two approaches to sequence stratigraphy, Stratigraphy & Timescales, 2 (2017) 85-118.
2. O. Catuneanu, V. Abreu, J.P. Bhattacharya, M.D. Blum, R.W. Dalrymple, P.G. Eriksson, C.R. Fielding, W.L. Fisher, W.E. Galloway, MR. Gibling, K.A. Giles, J.M. Holbrook, R. Jordan, C.G.St.C. Kendall, B. Macurda, O.J. Martinsen, A.D. Miall, J.E. Neal, D. Nummedal, L. Pomar, H.W. Posamentier,
B.R. Pratt, J.F. Sarg, K.W. Shanley, R.J. Steel, A. Strasser, M.E. Tucker, C. Winker, Towards the standardization of sequence stratigraphy, Earth-Science Reviews, 92 (2009) 1-33.
3. O. Catuneanu, W.E. Galloway,
C.G.St.C. Kendall, A.D. Miall, H.W. Posamentier, A. Strasser, M.E. Tucker, Sequence stratigraphy: Methodology and Nomenclature, Newsletters on Stratigraphy, 44 (2011)173-245.
4. O. Catuneanu, Sequence stratigraphy.
Guidelines for a standard methodology, Stratigraphy & Timescales, Elsevier, 2 (2017) 1-58.
5. C.G.St.C. Kendall, Sequence Stratigraphy, Encyclopedia of Marine Geosciences, (2014) 1-10.
6. S.O. Zorina, Sequence stratigraphy (Materials for lectures. Practical tasks), Kazan, 2016.
7. R.R. Gabdulin, L.F. Kopaevich, A.V. Ivanovб Sequential stratigraphy, MAKS Press, Moskow, 2008.
8. K. Fisher, Seismic stratigraphy and sequence stratigraphy, Moskow, 2014.
9. V.B. Belozerov, The role of sedimentation models in the electrofacial analysis of terrigenous deposits, Geology of Oil and Gas. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, 1 (2011) 1 16-123.
10. A.I. Gubina, Fundamentals of facies cyclicity of sedimentary strata based on the results of geological and geophysical studies of wells, Press time, Perm, 2007.
Халилова Л.Н. Литолого-фациальный анализ отложений продуктивной толщи площади Гюнешли //Вектор ГеоНаук. 2022. Т.5. №3. С. 5-13. DOI: 10.24412/2619-0761-2022-3-5-13.
Khalilova, L.N., 2022. Lithofacies analysis of Productive Series deposits of Gunashli field. Vector of Geosciences. 5(3). Pp. 5-13. DOI: 10.24412/2619-0761-2022-3-5-13.
