levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

М.Т. Абасов, Ю.М. Кондрушкин, Р.Ю. Алияров, Л.Г. Крутых,  (ИГНАН Азербайджана)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-2
 

 

Промышленно значимые запасы нефти и газа в Южно-Каспийской впадине приурочены в основном к песчано-алевритоглинистым отложениям плиоцена, получившим название “продуктивная толща” (ПТ). Залежи связаны как правило со структурными ловушками в сложных и очень сложных природных резервуарах. По мере погружения природных резервуаров под дно Каспия возрастает глубина их залегания до 4,5-5,0 км и более [2].

Для изучения и прогнозирования параметров сложных природных резервуаров Южно-Каспийской впадины (рис.1) авторами статьи сформулирован методологический подход, который включает:

  • принцип рационального сочетания информации различных уровней;
  • принцип системного подхода к изучению геологического пространства.
 

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ СХЕМА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА И ВЫЯВЛЕННЫХ СТРУКТУР ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Нефтегазоносные районы: I – Апшеронский, зоны: а – Апшеронского полуострова, б – Северо-Апшеронская, в – Апшеронского архипелага, г –  Апшеронского порога, д – Южно-Апшеронская акваториальная; II – Бакинский архипелаг; III – Шемахино-Кобыстанский; IV – Нижнекуринский; V – Евлах-Агджабединский; VI – Прикаспийско-Кубинский; 1 – месторождения; 2 – структуры; границы: 3 – НГР, 4 – зон нефтегазоносности

 

Первый принцип предусматривает сочетания априорной информации в виде известных и установленных авторами количественных геологических закономерностей в целом по Южно-Каспийской впадине (региональный уровень) и в пределах отдельных антиклинальных поясов (субрегиональный уровень) с детальной эмпирической информацией по месторождению-аналогу (локальный уровень) и косвенной информацией по объекту прогноза. Месторождение-аналог выбирается с учетом сходства геологических и термобарических условий залегания УВ. В Южно-Каспийской впадине обычно таким критериям удовлетворяет месторождение, расположенное вблизи объекта прогноза и на одном антиклинальном поясе.

Второй принцип базируется на системном подходе к выделению различных уровней проявления ритмичности разреза ПТ. При расчленении разреза в качестве простого геологического тела надпородного уровня принимается пласт, который состоит из серии слоев, но выделяется по материалам ГИС (геофизические исследования скважин) как интервал сравнительно однотипного литологического состава. Ритм низшего порядка (элементарный ритм) можно представить чередованием двух пластов: песчано-алевритового (коллектор) и глинистого (неколлектор). Исследуя относительную песчанистость элементарных ритмов, были выявлены совокупности (ритмы) более высоких порядков, которые, как и элементарные ритмы, характеризуются уменьшением песчанистости в кровле за счет роста глинистости. Такой подход обеспечивает более надежное расчленение геологического пространства для дифференцированной оценки запасов УВ.

Покажем на примере региональных исследований ряда параметров залежей закономерности их распределения в Южно-Каспийской впадине.

Так, согласно трендовым исследованиям проницаемости пород, в целом для песчаных свит ПТ в пределах Южно-Каспийской впадины наблюдается закономерное снижение среднего значения этого параметра в направлении погружения складчатости от 400·10-15 м2 на Апшероне до 66·10-15 м2 на юге и юго-востоке в пределах акватории. Регрессионные модели зависимостей  пористости и проницаемости от глубины залегания, глинистости и карбонатности песчано-алевритовых коллекторов по керну свидетельствуют, что на глубине 8 км породы-коллекторы ПТ, хотя и будут иметь более низкие первичные коллекторские характеристики (пористость 7-9 %, проницаемость (10-20)·10-15 м2), однако эти параметры обеспечат вполне удовлетворительные условия для аккумуляции и извлечения УВ. Кроме того, на больших глубинах возможно сохранение в резервуарах отдельных зон с высокой пористостью и проницаемостью, как это отмечается на месторождении Бахар.

Изучение особенностей распределения поровых давлений в глинах ПТ, по данным ГИС, показывает наличие в пределах Южно-Каспийской впадины как зон с нормальными градиентами давлений, так и зон с аномально высокими значениями. Характер распределения поровых давлений в глинах свиты “перерыва” (рис. 2) свидетельствует, что зона нормальных и близких к нему значений выделяется на Апшеронском полуострове и одноименном архипелаге; в южном, северном и в восточном направлениях от этой зоны отмечается рост интенсивности аномальных давлений. Максимальные значения параметра наблюдаются на структурах Бакинского архипелага и Нижнекуринской депрессии. Здесь значения градиентов поровых давлений в глинах составляют в среднем 0,0180-0,0196 МПа/м, достигая на отдельных структурах (например, Умид) 0,0200-0,0205 МПа/м. Отметим также, что положение кровли аномально высоких поровых давлений в глинах по разрезу ПТ изменяется по площади Южно-Каспийской впадины. Глубина кровли в центральной части Нижнекуринской депрессии и прибрежной части Бакинского архипелага располагается на отметках 800-1000 м, а затем погружается в восточном направлении, достигая 1400 м на структуре Умид; в северном направлении наблюдается погружение до 1200 м, а затем отмечается воздымание на Апшероне и вновь погружение в северной части Апшеронского НГР.

 

Рис. 2. КАРТА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГРАДИЕНТОВ ПОРОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ГЛИНАХ СВИТЫ “ПЕРЕРЫВА”

 

Изучение характера распределения по площади таких параметров, как общие и эффективные толщины, доля нефтегазонасыщенной толщины в общей толщине (параметр Д), показало, что общие и эффективные толщины закономерно возрастают в направлении погружения складчатости. Общие толщины, например, по свите “перерыва” увеличиваются от 70-100 м на Апшеронском полуострове до 175 м на месторождении Бахар и предположительно до 200-210 м на структуре Шах-Дениз. Эффективные толщины этой свиты возрастают от 50-60 до 120 м. Значение параметра Д в центральном Апшероне и на Апшеронском архипелаге достигает 61 %. Уменьшение этого параметра отмечается в направлении Бакинского архипелага, а также на северных погружениях Апшеронского архипелага и Апшеронского порога.

Температурный режим резервуаров нефти и газа ПТ аппроксимируется Т = 0,0203Н + 14,5 и степенной Т = 0,304774Н0,654297 + 14,5 зависимостями с коэффициентами корреляции соответственно 0,85 и 0,91 (рис. 3). Модели получены по более 700 замерам в долгопростаивающих (более 1 года) скважинах месторождений Южно-Каспийской впадины. Зависимость пластовое давление (Рпл, МПа) – глубина (Н, м), полученная по скважинам 18 месторождений Южно-Каспийской впадины на основе замеров глубинными манометрами с учетом истинной глубины замеров и определений давлений в водоносной зоне залежи, представлена линейной функцией Рпл = 0,0109Н с коэффициентом корреляции 0,9. Поведение этой зависимости на взгляд авторов статьи объясняется хорошей гидродинамической взаимосвязью водоносных областей в пределах Южно-Каспийской впадины.

 

Рис. 3. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ ТЕМПЕРАТУРЫ ОТ ГЛУБИНЫ ПО ОБЪЕКТАМ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Модели: 1 – линейная, 2 – степенная

 

Геологические исследования закономерностей изменения параметров природных резервуаров на субрегиональном уровне, т.е. в пределах отдельных антиклинальных поясов, являются весьма информативными в Южно-Каспийской впадине, особенно при прогнозировании параметров и УВ-потенциала на структурах, разведка которых осуществляется или предстоит. В качестве примера рассмотрим закономерности изменения параметров по двум антиклинальным поясам.

Антиклинальный пояс Балаханы – Сабунчи – Раманы, Сураханы, Карачухур – Зых, Гум-Дениз, Бахар, Шах-Дениз проходит через центральную часть Апшеронского полуострова и погружается под дно Каспия в юго-восточном направлении (см. рис. 1). Кровля ПТ фиксируется на глубине от 250 м в Раманах до 1750 м на Бахаре и превышает 2000 м на структуре Шах-Дениз. С погружением наблюдаются увеличение общих толщин свит ПТ и уменьшение их песчанистости. По свите “перерыва” на Бахаре средняя песчанистость составляет 69-70 %, против 80 % на Гум-Дениз. Доля нефтегазонасыщенных толщин в общей толщине большинства песчаных свит несколько возрастает, что особенно заметно в шельфовой зоне. По свите “перерыва” наблюдается рост этого параметра от 21 % (Гум-Дениз) до 34 % (Бахар), что позволяет предполагать возможность роста доли нефтегазонасыщенных толщин по свите “перерыва” на структуре Шах-Дениз до 40 %. В направлении погружения этого антиклинального пояса существенно возрастает газонасыщенность разреза ПТ. Согласно расчетам, доля газовой составляющей по свите “перерыва” на Шах-Дениз может превысить 90 %.

Антиклинальный пояс Сангачалы-Дениз – Дуванный-Дениз – Хара-Зиря – Булла-Дениз – Умид расположен в основном в северной части Бакинского архипелага, а на суше он представлен структурой Кянизадаг (см. рис. 1). Отложения ПТ, по данным анализов керна и геофизических исследований скважин, представлены на архипелаге двумя относительно песчаными интервалами в верхней и нижней частях разреза ПТ, разделенных глинистой толщей мощностью 1500-3000 м с редкими включениями песчаных пластов. Верхний песчаный интервал, по данным ГИС и отдельных испытаний на приток, можно отнести к водонасыщенному.

Нижний песчаный интервал ПТ по результатам опробований и ГИС характеризуется как нефтегазонасыщенный. К нему приурочены коллекторские горизонты V (аналог VIII горизонта балаханской свиты в Апшеронской НГР), VII (аналог свиты “перерыва”), VIII (аналог свиты НКП) и свита ПК. Горизонты V, VII и VIII были исследованы на предмет изменения параметров резервуаров в направлении погружения рассматриваемого антиклинального пояса, в результате было установлено следующее:

  • коэффициенты заполнения ловушек, выражающие отношение высоты залежи к высоте структуры, варьируют по V горизонту от 0,30 до 0,34, снижаясь по залежи Хара-Зиря до 0,18; по VII горизонту этот параметр находится в пределах 0,94-0,98 на площадях Сангачалы-Дениз – Дуванный-Дениз, затем снижается на Хара-Зиря до 0,22 и вновь возрастает до 0,89 на Булла-Дениз; по VIII горизонту происходит снижение значения параметра от 0,90 (Сангачалы-Дениз) до 0,64 на Хара-Зиря и до 0,35 на Булла-Дениз; предполагается что на структуре Умид коэффициенты заполнения ловушек могут иметь значения: V горизонт – 0,35; VII горизонт – 0,90; VIII горизонт – 0,35;
  • доля эффективной нефтегазонасыщенной толщины в общей толщине объектов по V горизонту изменяется от 0,08-0,09 до 0,16 на Булла-Дениз, а по VII горизонту этот показатель варьирует в пределах 0,24-0,30; по VIII горизонту отмечается рост параметра от 0,14 до 0,32, а затем небольшое снижение на Булла-Дениз до 0,22; можно предположить, что значения этого параметра на структуре Умид будут близки к таковым на структуре Булла-Дениз;
  • доля газонасыщенных пород в общем объеме залежей возрастает по мере погружения складчатого пояса, что достаточно четко проявляется по наиболее продуктивному VII горизонту, где рост доли газа увеличивается от 1-6 % на площадях Сангачалы-Дениз, Дуванный-Дениз до 30 % на Хара-Зиря и почти до 90 % на площади Булла-Дениз. Предполагается, что газонасыщенность разреза ПТ на структуре Умид будет возрастать.

Отметим, что региональные и субрегиональные закономерности распределения параметров природных резервуаров обусловлены сопряженностью геологического строения недр на суше и море и синхронностью их исторического развития.

Рассматриваемый авторами статьи методический подход к прогнозу параметров, наряду с изучением региональных геологических закономерностей, предусматривает также детальное исследование наиболее близко расположенного месторождения, которое по геологическим и термобарическим условиям залегания можно принять в качестве месторождения-аналога для перспективной структуры.

Методический подход к изучению месторождения-аналога с точки зрения авторов статьи должен включать решение следующих задач:

  • изучение структурно-морфологических особенностей природных ловушек и коллекторских свойств пород;
  • изучение петрологических характеристик пород по керну;
  • исследование термобарических условий залегания и свойств УВ;
  • изучение процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в районе месторождения на основе геохимических исследований образцов глин, нефти и конденсата.

Рассмотрим в качестве примера исследований по месторождению-аналогу месторождение Бахар, которое расположено вблизи разведуемой структуры Шах-Дениз, в пределах одного антиклинального пояса (см. рис. 1).

Структура Бахар северо-западного-юго-восточного простирания осложнена продольным региональным разломом, отделяющим юго-западное крыло от остальной части структуры. Наличие разлома, согласно палеоструктурным построениям, обусловлено тектонической активностью в балаханскую геотектоническую фазу. Центральная часть структуры и северо-восточное крыло расчленены диагональными нарушениями небольшой амплитуды. В пределах площади структуры наблюдаются следы грязевулканических проявлений. Небольшие газоконденсатные скопления отмечены в сураханской и сабунчинской свитах, а основные – в балаханской свите (V-IХ горизонты); газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками выявлены в Х горизонте и свите НКП; нефтяные залежи с газовыми шапками установлены в свите “перерыва” и свите ПК. Начальные пластовые давления по залежам в среднем на 5-6 % превышают гидростатические. Например, по свите “перерыва” начальное пластовое давление составило 47 МПа, а температура – 96 оС.

Общие толщины свит и горизонтов ПТ, а также глубины их залегания значительно увеличиваются на Бахаре по сравнению с центральным Апшероном. Такие глинистые свиты, как сураханская и НКГ, увеличиваются по толщине в несколько раз, составляя на Бахаре соответственно 1400 и 170 м; толщины песчаных свит (балаханская, “перерыва”) также возрастают на 50-100 %.

Средняя песчанистость свит ПТ на Бахаре ниже, чем на соседнем месторождении Гум-Дениз, хотя по основным песчаным свитам таким, как балаханская и “перерыва”, темп снижения средней песчанистости на шельфе замедляется. Это позволяет предполагать, что песчанистость на Шах-Денизе не будет заметно отличаться от песчанистости разреза ПТ на Бахаре, где среднее значение песчанистости по балаханской свите – 49 %, а по свите “перерыва” – 69 %.

Доля нефтегазонасыщенных толщин в общей толщине песчаных свит и горизонтов на месторождении Бахар заметно выше, чем на Гум-Дениз. Так, по Х горизонту балаханской свиты отмечается рост от 37,6 до 48,0 %, а по свите “перерыва” – от 21,1 до 34,0%.

Петрологические исследования образцов пород балаханской свиты месторождения Бахар показали, что основным породообразующим минералом является кварц, содержание которого колеблется от 50 % в тонкозернистых разностях до 72 % в более грубозернистых песчаных отложениях; открытая пористость чистых песчаников превышает 20 %, а эффективная – 10-12 %, проницаемость достигает 300·10-15 м2. Состав цемента глинистый и карбонатный, причем глинистый существенно превалирует. Суммарное содержание цемента в основном 25-40 %. Высокое содержание глинистого цемента и тонкозернистость отложений обусловили низкую эффективную пористость.

Согласно приведенным исследованиям, наблюдается четкая зависимость между содержанием кварца и средневзвешенным диаметром зерен, а также между эффективной пористостью и проницаемостью по керну.

Отсутствие микроокаменелостей непосредственно в пласте, внутренняя многослойность среды (переслаивание средне, хорошо и очень хорошо отсортированных слоев в большинстве чистых песчаников), широкое распространение пыльцы растений соленых болот, наличие пустот, глинистые включения, микрослои в перекрестных направлениях в образцах пород позволяют предполагать, что отложение ПТ в районе месторождения Бахар происходило в условиях речной, дельтовой приливно-отливной или ограниченно-морской среды.

Результаты геохимических исследований образцов глин месторождения Бахар свидетельствуют о низком содержании общего Сорг (в пределах 0,12-0,60 %) и низком проценте его зрелости (Rо составляет 0,2-0,4%) (таблица). Глинистые породы с такими характеристиками не могут обладать нефтематеринским потенциалом.

Результаты геохимических исследований образцов глин в разрезе месторождения Бахар.


Образец


Свита, горизонт


Н, м


ТОС


Rо, %

1 F01169

Сабунчинская

3522-3527

0,21

0,31

1 F01170

Балаханская, V

3802-3803

0,40

0,33

1 F01171

Балаханская, V

3975-3976

0,27

1 F01172

Сураханская

3218-3221

0,17

0,19

1 F01173

Сураханская

3084-3089

0,12

1 F01174

Подкирмакинская

5262-5270

1,84

1 F01175

Надкирмакинская глинистая

4947-4950

0,21

0,40

1 F01176

Надкирмакинская песчаная

5081-5089

0,27

1 F01177

Надкирмакинская глинистая

4209-4210

0,60

0,44

 

Примечание: ТОС – общее содержание органического углерода; Ro, % – процент зрелости ОВ; исследования выполнены совместно с компанией “ЮНОКАЛ” (США).

Схожесть распределения стеранового биомаркера в образцах керна и нефти (конденсата) месторождения Бахар свидетельствует о том, что генетический тип РОВ в исследуемых образцах керна и нефтематеринских породах имел общие черты. Судя по характеру распределения стеранового биомаркера, нефти мигрировали из нефтематеринских, водорослевых органических фаций, отложившихся в морской среде.

Можно предположить, что происходила смешанная миграция УВ из материнских отложений олигоцен – миоцена (майкопская и диатомовая свиты) и интервалов разреза нижнего отдела ПТ, где в погруженных зонах Южно-Каспийской впадины существовали благоприятные условия для преобразования захороненного ОВ.

Сравнение распределений плотности УВ и степени зрелости ОВ в образцах УВ-флюида с фактическим фазовым состоянием залежей верхнего отдела ПТ на месторождении Бахар позволяет предполагать, что образование газоконденсатных скоплений в верхнем отделе объясняется третичной селективной вертикальной миграцией легких компонентов по тектоническим трещинам и разрывам.

На ранних стадиях оценки предполагаемых запасов УВ, учитывая недостаточность эмпирических данных о параметрах залежей, трудно судить о фактических законах их распределения. В этом случае авторы статьи использовали треугольное распределение параметров [1].

При построении таких распределений достаточно знать только пределы изменения и наиболее вероятные значения параметров (Хирогава С. и др., 1971). Для расчета по вероятностной модели используется метод Монте-Карло, который позволяет получить как возможные пределы изменения запасов, так и среднее их значение с оценкой точности в виде доверительного интервала и заданной надежности.

Можно полагать, что все структуры Южно-Апшеронской акваториальной зоны (Гум-Дениз, Бахар, Шах-Дениз) характеризуются сходным геотектоническим режимом, близкими условиями седиментации осадков и примерно одинаковыми условиями формирования залежей. Поэтому на месторождении Шах-Дениз, как и на месторождении Бахар, можно ожидать наличия пластовых, тектонически экранированных, сводовых залежей с диапазоном газонефтенасыщения от балаханской свиты до подошвы ПТ с фазовыми соотношениями, существенно сдвинутыми в сторону увеличения запасов газа и конденсата.

По результатам исследований можно сделать следующие выводы.

Сформулированы принципы изучения и прогнозирования параметров залежей нефти и газа в сложных горно-геологических условиях на больших глубинах. В их числе: принцип системного подхода по расчленению геологического пространства на основе относительной песчанистости элементарных ритмов и принцип рационального сочетания априорной информации в виде региональных и субрегиональных геологических закономерностей с детальной эмпирической информацией по месторождению-аналогу и косвенной информацией по перспективной структуре.

Закономерности распределения параметров природных резервуаров в региональном плане обусловлены сопряженностью геологического строения недр на суше и море, что связано с синхронностью исторического развития частей Земли, прилегающих друг к другу.

Петрологические исследования пород ПТ в Южно-Апшеронской акваториальной зоне позволили установить:

  • основными породообразующими минералами являются кварц и обломки пород; большая часть обломочной компоненты включает обломки глинистых, карбонатных и вулканогенных пород; во всех образцах песчаника присутствует глауконит;
  • качество чистых песчаников изменяется от превосходного до плохого, проницаемость песчаников хорошего качества достигает (300-500)·10-15 м2, пористость – 23-27 %;
  • отложение ПТ происходило в условиях речной, дельтовой, приливно-отливной или ограниченно-морской средах.

Геохимические исследования образцов глин и нефтей (конденсата) месторождения Бахар позволили полагать:

  • органическое вещество в глинистых породах является несозревшим и эти породы не обладают потенциалом как источник происхождения УВ;
  • схожесть распределения стеранового биомаркера в образцах керна и нефти (конденсата) свидетельствует, что генетический тип РОВ в образцах керна и нефтематеринских породах имел общие черты; по характеру распределения стеранового биомаркера УВ мигрировали из нефтематеринских, водорослевых органических фаций, отложившихся в морской среде;
  • вероятно, происходила смешанная миграция УВ из материнских отложений олигоцен – миоцена (майкопская и диатомовая свиты) и интервалов разреза нижнего отдела ПТ в глубокопогруженных частях Южно-Каспийской впадины.

Представляется, что все структуры Южно-Апшеронской акваториальной зоны (Гум-Дениз, Бахар, Шах-Дениз) близки по геотектоническим условиям формирования и петрологическим особенностям пород. Вероятно, идентичны были и механизмы процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Очевидно, что с погружением структурного пояса на юго-восток и ростом термобарических параметров увеличивается доля газонасыщенности природных резервуаров.

В заключение следует отметить, что выполненные научные разработки использованы для совершенствования методики разведки, развития методологии оценки параметров залежей при подсчете запасов и составлении геологических основ разработки залежей нефти и газа в сложных природных резервуарах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Абасов М.Т. Изучение и прогнозирование параметров сложных природных резервуаров нефти и газа Южно-Каспийской впадины / М.Т.Абасов, Ю.М.Кондрушкин, Р.Ю.Алияров, Л.Г.Крутых. – Баку: Nafta-Press, 2007.
2. Абасов М.Т. Теория и практика геолого-геофизических исследований и разработки морских месторождений нефти и газа / М.Т.Абасов, Э.Х.Азимов, Р.Ю.Алияров, Ю.М.Кондрушкин и др. – Баку: Изд-во ЭЛМ. – Т. 1, 1991.


©  М.Т. Абасов, Ю.М. Кондрушкин, Р.Ю. Алияров, Л.Г. Крутых, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-2.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru