Геологическое строение и литолого-петрофизические свойства пород месторождения Нефт Дашлары и анализ закономерности изменения коллекторских свойств пород продуктивной толщи в зависимости от глубины их залегания (северо-западной части Южно-Каспийской впадины)

В связи с изучением нефтегазоносности глубокозалегающих толщ осадочного чехла Южно-Каспийской впадины (ЮКВ) в Азербайджане в значительном объеме были проведены геолого- разведочные и геофизические работы. Были подготовлены научные критерии, которые могут послужить основанием для будущих геологических исследований. Было отмечено, что основные залежи нефти и газа в регионе связаны с Южно-Каспийской и Куринской впадинами, которые подвергались интенсивному погружению в течение мезокайнозойского времени.

Несмотря на высокую перспективность центральной части ЮКВ [8], ее глубокозалегающих толщ, проблемы, связанные с извлечением из них 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 является структурами нагнетания. К таковым относятся локальные поднятия всей приосевой антиклинальной зоны Апшероно-Прибалханского структурного мегаседла, к которой приурочено и поднятие Нефт Дашлары (рис. 1). Данная антиклинальная зона берет начало на северо-западе от поднятия Гошадаш и далее через структуры Пираллахи — Гюргян-дениз — Дарвин кюпеси — Хали — Нефт Дашлары — Азери и т.д. простирается на восток до поднятия Челекен-море, развиваясь в условиях Апшероно-Прибалханской неклассической (остаточной) субдукции. Характерной особенностью структур этой антиклинальной зоны является их формирование механизмами продольного и поперечного изгибов с доминированием первого.

Вследствие этого их большинство являются линейными и удлиненными брахискладками, осложненными грязевулканизмом. В районе Апшеронского архипелага на ряде площадей были осуществлены петрофизические исследования. Их целью было получение подробной информации о породах-коллекторах, их литолого-петрофизических особенностях, уточнение углеводородных ресурсов и на основе полученных результатов определение дальнейших направлений поисково-разведочных работ.

С этой целью были исследованы геолого-геофизические и физические характеристики пород, которые влияли на коллекторский потенциал мезокайнозойских отложений, содержащих нефтяные, газовые и газоконденсатные скопления в ЮКВ. Такие работы были осуществлены и на месторождении Нефт Дашлары Северо-Апшеронского архипелага.

Складка Нефт Дашлары асимметрична по простиранию и вкрест него. Ее северо-западная периклиналь укорочена, углы падения здесь составляют 33—45°, 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, 3) и глубоко размыт. В результате отложения кирмакинской свиты, залегающие в ядре складки обнажаются на поверхности морского дна [1][4].

Свод поднятия осложнен крупным продольным разрывом, который по существу является широкой зоной интенсивной дизъюнктивной дислокации, сложенной сильно перемятыми брекчиевидными отложениями олигоцен-миоценового возраста. В целом складка осложнена двумя продольными и большим числом поперечных разрывов (рис. 2). В ее юго-восточной части, на пересечении разрывных нарушений, располагается грязевой вулкан. Здесь на дне моря имеются многочисленные грифоны, непрерывно выделяющие нефть и газ [1].

Юго-западное крыло складки более крутое с углами падения в основном в 35—40°, а северо-восточное относительно пологое. Здесь слои залегают под углом 27—30°. Однако на северо-восточном крыле, ближе к юго-восточной периклинали, углы падения пластов составляют 45—50°. На некоторых участках, в приосевой полосе северо-восточного крыла, в тектоническом блоке между осепродольными разрывами углы падения пластов достигают 72° (рис. 3).

Сейсморазведкой было установлено, что в пределах юго-восточной периклинали шарнир складки разветвляется, и она с севера кулисообразно сочленяется со структурой Гюнешли через неглубокую седловину, а с юга — с поднятием Нефт Дашлары-2. На северо-западе она отделяется от складки Палчыг Пильпиляси слабо выраженной седловиной.

Осадочный разрез месторождения Нефт Дашлары изучен от коунской свиты до четвертичных отложений включительно.

Глубокой поисково-разведочной скважиной были вскрыты и изучены отложения коунской, майкопской серий, среднего, верхнего миоцена и плиоцена. Максимальная толщина этих отложений составляет 4650 м.

Майкопская серия вскрыта скважиной, в сводовой части складки, она состоит из песков и глин с прослойками вулканического пепла и растительных остатков.

В разрезе продуктивной толщи (ПТ) был выявлен целый ряд нефтеносных горизонтов. Калинская подошвенная свита ПТ представлена алевролитами и глинистыми отложениями с прослойками мелкозернистых песков и песчаников. Пески кварцевые, средне-мелкозернистые, глины слабопесчанистые и слабокарбонатные. Состав и мощность песчаных горизонтов и глинистых прослоев, разделяющих их, по площади нестабильны. Песчанистость разреза от подошвы к кровле свиты и от крыльев к своду складки увеличивается до 70%. Свита делится на 4 нефтегазоносных горизонта. В нижнем горизонте в ряде блоков выделяются еще 4 подгоризонта [4].

Для определения запасов эксплуатационного объекта по площади необходим анализ накопленного геолого-геофизического, промыслового материалов и комплексное использование их результатов. По материалам каждой скважины интерпретируются и определяются значения таких параметров, как эффективная мощность, пористость, нефтенасыщенность. Использованная методика реализуется по программе алгоритмов [3][5].

Известно, что поиски и разведка месторождений нефти и газа, их разработка и оценка потенциала нефтегазоносности коллекторов зависят от петрофизических характеристик отложений, составляющих разрез площади.

Для определения физических и коллекторских свойств, а также их изменения с глубиной на площади Нефт Дашлары были составлены таблица и графики, отражающие петрофизические характеристики пород (табл. 1, рис. 4) [6][10].

Месторождение характеризуется пластовым, литологическим и тектоническим типами ловушек и содержит 26 нефтеносных объектов, приуроченных к свитам и горизонтам ПТ. Подстилающие ПТ отложения (коунская свита — понтический ярус) 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 его самостоятельный выход. Нефтеносность калинской свиты была установлена во всех тектонических блоках структуры.

Как следует из таблицы 1 и графиков (рис. 4), в глубинном интервале 430—480 м породы представлены песчано-глинистыми алевролитами с карбонатностью в 9,7%, пористостью 16,3% и проницаемостью 59,7×10^–15 мкм². Очевидно, низкий процент карбонатности и наличие определенного количества открытых пор способствовали образованию или сохранению хорошей проницаемости при средней плотности пород (2,45) и скорости сейсмических волн в 2400 м/сек.

Интервал глубин 480—600 м сложен алевритовыми глинами с карбонатностью 19,14%. В данном случае глинистый состав и относительно высокая карбонатность пород со средней плотностью (2,50) и скоростью сейсмических волн в 2550 м характеризуется очень слабой проницаемостью, составляющей 5,35×10^–15 мкм² (табл. 1 и рис. 4). При глинистом составе повышение карбонатности, вероятно, способствовало образованию трещин, т.е. вторичной пористости, ставшей основной причиной возникновения незначительной проницаемости.

На глубинах 640—690 м залегают глинисто-песчаные алевролиты. Очевидно, глины частично замещены песками, карбонатность упала до 7,53%, а пористость повысилась до 16,92%; соответственно, улучшилась и проницаемость, достигнув 40,68×10^–15 мкм² при плотности 2,20 и скорости сейсмических волн в 1980 м/с. Относительно низкие плотность и скорость сейсмических волн, а также хорошая проницаемость, по-видимому, указывают на наличие в данных породах первичной открытой пористости.

Интервал глубин 690—930 м выражен глинисто-песчаными алевролитами с карбонатностью в 9,37% и пористостью 21,4%. Однако при этом проницаемость фактически исчезла (2,20×10^–15 мкм²), понизилась и плотность (2,05), хотя существенно возросла (2500 м/сек) скорость сейсмических волн (табл. 1). Очевидно, повышение пористости касается их субкапиллярной закрытой разновидности, которое не способствует увеличению проницаемости пород.

На глубинах 930—940 м залегают песчано-глинистые алевролиты с карбонатностью до 8,8% и пористостью до 15,5%, плотностью 2,37 и с относительно высокой скоростью сейсмических волн, составляющей 3000 м/с. Как и в предыдущем случае, несмотря на достаточную пористость, породы практически лишены проницаемости (2,3×10^–15 мкм²), по-видимому, из-за развития в основном субкапиллярной пористости.

Следующий интервал глубин, 940—1130 м, состоит из глинистых алевролитов с низкой карбонатностью (5,27%) и невысокой пористостью (9,57%). Плотность относительно высокая (2,56), а скорость сейсмических волн составляет 2800 м/сек. При этом проницаемость пород составляет 214,9×10^–15 мкм², что может быть связано с относительно хорошим развитием суперкапиллярной пористости или с появлением ее вторичной разновидности.

Глинисто-песчаные алевролиты слагают интервал глубин 1130—1400 м с карбонатностью 24,6%, пористостью 10,4%, плотностью 2,44 и скоростью сейсмических волн 2530 м/сек. При достаточной пористости очень слабая проницаемость (4,24×10^–15 мкм²) может быть связана с высокой карбонатностью и, по-видимому, с развитием в основном закрытой или субкапиллярной пористости.

Интервал глубин 1500—1550 м представлен глинистыми алевролитами с карбонатностью 7,0%, пористость 13,75%, а плотность и скорость сейсмических волн такая же, как в предыдущем интервале. В данном случае практически отсутствие проницаемости (1,3×10^–15 мкм²) свидетельствует о том, что существующая пористость является субкапиллярной или закрытой.

Породы глубинного интервала 1600—2050 м являются глинистыми алевролитами с карбонатностью 11,8% и пористостью 9,02% при плотности 2,51 и скорости сейсмических волн в 3550 м/сек. Их проницаемость составляет 56,9×10^–15 мкм². Хороший показатель проницаемости может быть связан с развитием первичных или вторичных сверхкапиллярных открытых пор.

Интервал глубин 2050—2200 м представлен песчано-глинистыми алевролитами с карбонатностью в 9,79% и пористостью 14,8% (табл. 1 и рис. 3). При плотности 2,40 и скорости сейсмических волн в 3150 м/сек эти породы обладают проницаемостью в 12,5×10^–15 мкм², что указывает на средний уровень, связанный с присутствием определенного количества сверхкапиллярной открытой пористости в породах.

На глубинах 2200—2500 м залегают глинистые алевролиты с карбонатностью в 11,8% и пористостью в 9,02%. Эти породы при плотности 2,51 и скорости сейсмических волн в 3550 м/сек имеют хорошую проницаемость (56,9×10^–15 мкм²), что свидетельствует о присутствии в них достаточного количества открытых сверхкапиллярных пор.

Интервал глубин 2550—3550 м сложен глинистыми алевролитами с карбонатностью 8,1%, пористостью 9,9%, плотностью 2,56, скоростью сейсмических волн в 3600 м/сек, обладающих хорошей проницаемостью в 66,9×10¹⁵ мкм² (табл. 1 и рис. 4), которая может быть связана, как и в предыдущих случаях, с присутствием в них открытых капиллярных и сверхкапиллярных пор.

На глубинах 3550—4600 м породы представлены глинисто-песчаными алевролитами карбонатностью в 6,8%, пористостью 9,57% при плотности 2,61 и скорости сейсмических волн в 4000 м/сек. С такой петрофизической характеристикой их проницаемость составляет 60,5×10^–15 мкм², что, очевидно, связано с наличием открытой капиллярной и сверхкапиллярной пористости.

Представленный анализ влияния физических параметров пород на их проницаемость позволяет заключить, что основное влияние на проницаемость оказывают литофациальный состав, степень отсортированности, величина карбонатности и тип пористости. Однако повышенная карбонатность пород может стимулировать появление в них трещиноватости при возникновении как жестких термобарических условий, так и динамических напряжений, а также и кавернозных пустот выщелачивания в случае циркуляции вод в образовавшихся трещинах. Эти процессы положительно влияют на проницаемость высококарбонатных пород.

Плотность среды и скорость сейсмических волн являются косвенными показателями проницаемости, находясь в обратной зависимости с ней и в прямой между собой.

Все сказанное можно наблюдать и на графиках (рис. 4), на которых более четко прослеживается зависимость между карбонатностью и проницаемостью, чем между пористостью и проницаемостью.

На площади Нефт Дашлары вскрытая четырьмя скважинами максимальная мощность ПТ составляет 4600 м. На отдельных участках месторождения глубокими разведочными скважинами, на больших глубинах были вскрыты некоторые горизонты ПТ. Плотность глинистых пород здесь составляет 2,20—2,48 г/см³, пористость 8,3—17,0% (в некоторых случаях достигает 25%), распространение ультразвуковых волн 2150—2200 м/сек. Плотность алевролитов составляют 2,13—2,60 г/см³, пористость варьирует между 15 и 28%, распространение ультразвуковых волн колеблется между 1300 и 2200 м/сек. Плотность песчаников изменяется от 2,00 до 2,50 г/см³, пористость изменяется между 7,2 и 22,0%. Во всех породах в зависимости от литологического состава распространение ультразвуковых волн изменяется в пределах 850—2800 м/сек. Карбонатные глины ПТ подвергались изменению, и их физические свойства характеризуются следующими величинами: плотность 2,02—2,59 г/см³, пористость 8,5—30,0%, скорость распространения ультразвуковых волн 2100—3500 м/сек.

При изучении гранулометрического состава пород, слагающих свиты ПТ площади Нефт Дашлары, установлено, что диаметр зерен изменяется в основном от 0,1 до 0,01 мм. Это свидетельствует о том, что в разрезе превалирует алевритовая фация относительно других терригенных разностей.

Как было отмечено, месторождение Нефт Дашлары многоэтажное. Для выяснения коллекторских свойств отложений с глубиной нами были корреляционно проанализированы пределы изменений физических параметров.

Проведенные исследования дают возможность предположить, что изменения физических характеристик пород связаны не только с литологической неоднородностью пород, карбонатностью, но и с тектонической активностью среды. В результате установлены закономерности изменения коэффициентов пористости и проницаемости.

Из таблицы 1, построенных графиков (рис. 4) и их анализа видно, что коллекторские свойства пород в пределах рассматриваемых глубин изменяются от непроницаемых до высокопроницаемых независимо от глубины их залегания, что дает основание прогнозировать наличие коллекторов на относительно больших глубинах. В некоторых же случаях в связи с петрофизическими изменениями нарушаются отдельные закономерности. Это видно из графиков изменения пределов значений коллекторских характеристик пород (рис. 4).

Нами были проанализированы также пределы изменения пористости и проницаемости пород по отдельным площадям на основе их петрофизических характеристик (рис. 5) [2][7][9], указывающие на отсутствие прямой зависимости между общей пористостью и проницаемостью пород.

Обработка и интерпретация петрофизических и промыслово-геофизических материалов по месторождению Нефт Дашлары позволили установить, что некоторые горизонты ПТ с точки зрения их нефтегазоносности являются более перспективными.

Из анализа данных изменения литолого-петрофизических свойств по разрезу и изменению легкой минералогической фракции в зависимости от стратиграфического возраста вмещающих отложений (табл. 2) можно установить, что все стратиграфические комплексы имеют хорошие коллекторские свойства. Большой интерес представляет изучение пористости и проницаемости Калинской свиты, которая является потенциальным объектом для поиска нефтяных залежей в пределах Апшеронского нефтегазоносного района. Анализ данных по указанной свите показал (рис. 6, 7), что вся область характеризуется хорошими коллекторскими свойствами и благоприятными условиями для накопления углеводородов.

Проведенный анализ литолого-петрографических свойств отложений месторождения Нефт Дашлары и их коллекторских свойств по керновому материалу позволяет заключить, что изменение коллекторских свойств пород с глубиной — явление многофункциональное. При определенных термобарических и геодинамических условиях породы, в особенности с повышенной карбонатностью, могут приобрести или улучшить свои коллекторские свойства за счет формирования в них вторичной пористости. Полученный результат дает основание прогнозировать нефтегазоносность глубокозалегающих слоев.

Из приведенного анализа петрофизических характеристик пород разреза ПТ можно сделать следующие выводы.

1. Изменение в широком диапазоне коллекторских свойств пород на площади Нефт Дашлары связано в основном с условиями литогенеза, с неоднородностью литологического состава осадочных комплексов, глубинами залегания пород с тектонической активностью региона.
2. Скорость распространения ультразвуковых волн возрастает с увеличением плотности пород, а уменьшение их скорости — с улучшением коллекторских свойств пород.
3. Карбонатность и коллекторские свойства пород находятся в обратной зависимости, однако при относительно жестких термобарических и динамических условиях породы с высокой карбонатностью и глинистостью могут приобрести или улучшить свои коллекторские свойства за счет формирования в них вторичной пористости.
4. Проведенные петрофизические исследования свидетельствуют об отсутствии прямой функциональной зависимости между коллекторскими свойствами пород и глубиной их залегания.
5. При прогнозировании нефтегазоносности в глубоко залегающих толщах, наряду с разведочно-геофизическими методами, целесообразно учитывать также результаты анализа фильтрационно-объемных характеристик пород и характер изменения скорости распространения сейсмических волн.