Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн)

На примере одного из крупных месторождений, Гюнешли, размещаемой в азербайджанской части Каспийского моря, рассмотрены особенности изменения в пространстве литофациальнои характеристики главного нефтегазового резервуара Пивденнокаспийського бассейна - продуктивной толщи (нижний плиоцен). Для решения...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2018
Автори:	Фейзуллаев, А.А., Лунина, В.Н., Мирзоева, Д.Р., Мамедова, И.М., Ахмедова, Г.Т.
Формат:	Стаття
Мова:	Russian
Опубліковано:	Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України 2018
Назва видання:	Геофизический журнал
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/145422
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн) / А.А. Фейзуллаев, В.Н. Лунина, Д.Р. Мирзоева, И.М. Мамедова, Г.Т. Ахмедова // Геофизический журнал. — 2018. — Т. 40, № 2. — С. 141-153. — Бібліогр.: 11 назв. — рос.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-145422
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-1454222019-01-22T01:24:04Z Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн) Фейзуллаев, А.А. Лунина, В.Н. Мирзоева, Д.Р. Мамедова, И.М. Ахмедова, Г.Т. На примере одного из крупных месторождений, Гюнешли, размещаемой в азербайджанской части Каспийского моря, рассмотрены особенности изменения в пространстве литофациальнои характеристики главного нефтегазового резервуара Пивденнокаспийського бассейна - продуктивной толщи (нижний плиоцен). Для решения поставленной задачи использовано шлифы, изготовленные из образцов пород различных стратиграфических комплексов резервуара, а также данные геофизических исследований скважин и 3D геологического моделирования. Установлено значительное литолого-фациальной изменчивостью продуктивной толщи как по разрезу, так и по площади, что объясняется особенностями палеогеографических условий накопления осадков в раннем плиоцене и участием в формировании осадков нескольких источников сноса осадочного материала. Выявлена зависимость начальных дебитов скважин от пространственной неоднородной проницаемости пород-коллекторов. На прикладі одного з великих родовищ, Гюнешлі, що розміщується в азербайджанській частині Каспійського моря, розглянуто особливості зміни в просторі літофаціальної характеристики головного нафтогазового резервуара Південнокаспійського басейну — продуктивної товщі (нижній пліоцен). Для вирішення поставленого завдання використано шліфи, виготовлені із зразків порід різних стратиграфічних комплексів резервуара, а також дані геофізичних досліджень свердловин і 3D геологічного моделювання. Встановлено значну літолого-фаціальну мінливість продуктивної товщі як по розрізу, так і по площі, що пояснюється особливостями палеогеографічних умов нагромадження осадів у ранньому пліоцені і участю у формуванні осадів декількох джерел знесення осадового матеріалу. Виявлено залежність початкових дебітів свердловин від просторової неоднорідної проникності порід-колекторів. In the paper on example of Guneshli field the South-Caspian basin the character of spatial changes of lithofacial parameters of the main oil-gas reservoir in Azerbaijan — productive series (Early Pliocene) has been considered. These studies were based on analysis of thin sections of different stratigraphic complexes of the productive series, the data of geophysical studies of the wells and as well as 3D geological modeling. Significant lithofacial changeability of productive series has been revealed both in section and in area that is explained by features of paleo-geographic conditions of sedimentation in early Pliocene and participation of various sources of feed of the basin with sediments. Dependence of initial yields of wells on spatial heterogeneity of permeability of reservoir rocks has also been established. It is established that spatial heterogeneity of lithofacial and reservoir properties of rocks controls their oil saturation and well productivity. 2018 Article Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн) / А.А. Фейзуллаев, В.Н. Лунина, Д.Р. Мирзоева, И.М. Мамедова, Г.Т. Ахмедова // Геофизический журнал. — 2018. — Т. 40, № 2. — С. 141-153. — Бібліогр.: 11 назв. — рос. 0203-3100 DOI: https://doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v40i2.2018.128936 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/145422 553.982:519.2 ru Геофизический журнал Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Russian
description	На примере одного из крупных месторождений, Гюнешли, размещаемой в азербайджанской части Каспийского моря, рассмотрены особенности изменения в пространстве литофациальнои характеристики главного нефтегазового резервуара Пивденнокаспийського бассейна - продуктивной толщи (нижний плиоцен). Для решения поставленной задачи использовано шлифы, изготовленные из образцов пород различных стратиграфических комплексов резервуара, а также данные геофизических исследований скважин и 3D геологического моделирования. Установлено значительное литолого-фациальной изменчивостью продуктивной толщи как по разрезу, так и по площади, что объясняется особенностями палеогеографических условий накопления осадков в раннем плиоцене и участием в формировании осадков нескольких источников сноса осадочного материала. Выявлена зависимость начальных дебитов скважин от пространственной неоднородной проницаемости пород-коллекторов.
format	Article
author	Фейзуллаев, А.А. Лунина, В.Н. Мирзоева, Д.Р. Мамедова, И.М. Ахмедова, Г.Т.
spellingShingle	Фейзуллаев, А.А. Лунина, В.Н. Мирзоева, Д.Р. Мамедова, И.М. Ахмедова, Г.Т. Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн) Геофизический журнал
author_facet	Фейзуллаев, А.А. Лунина, В.Н. Мирзоева, Д.Р. Мамедова, И.М. Ахмедова, Г.Т.
author_sort	Фейзуллаев, А.А.
title	Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн)
title_short	Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн)
title_full	Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн)
title_fullStr	Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн)
title_full_unstemmed	Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн)
title_sort	пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения гюнешли, южно-каспийский бассейн)
publisher	Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
publishDate	2018
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/145422
citation_txt	Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн) / А.А. Фейзуллаев, В.Н. Лунина, Д.Р. Мирзоева, И.М. Мамедова, Г.Т. Ахмедова // Геофизический журнал. — 2018. — Т. 40, № 2. — С. 141-153. — Бібліогр.: 11 назв. — рос.
series	Геофизический журнал
work_keys_str_mv	AT fejzullaevaa prostranstvennyeosobennostiizmeneniâpetrografičeskihikollektorskihsvojstvporodproduktivnojtolŝinaprimeremestoroždeniâgûnešliûžnokaspijskijbassejn AT luninavn prostranstvennyeosobennostiizmeneniâpetrografičeskihikollektorskihsvojstvporodproduktivnojtolŝinaprimeremestoroždeniâgûnešliûžnokaspijskijbassejn AT mirzoevadr prostranstvennyeosobennostiizmeneniâpetrografičeskihikollektorskihsvojstvporodproduktivnojtolŝinaprimeremestoroždeniâgûnešliûžnokaspijskijbassejn AT mamedovaim prostranstvennyeosobennostiizmeneniâpetrografičeskihikollektorskihsvojstvporodproduktivnojtolŝinaprimeremestoroždeniâgûnešliûžnokaspijskijbassejn AT ahmedovagt prostranstvennyeosobennostiizmeneniâpetrografičeskihikollektorskihsvojstvporodproduktivnojtolŝinaprimeremestoroždeniâgûnešliûžnokaspijskijbassejn
first_indexed	2025-07-10T21:40:32Z
last_indexed	2025-07-10T21:40:32Z
_version_	1837297716949942272
fulltext	ПРОСТРАНСТВЕННЫЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ПЕТРОГРАФИЧЕСКИХ ... Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 141 Введение. Как известно из практики изучения и освоения нефтегазовых место- рождений, однородных пластов, в которых физические свойства пород не изменялись бы по площади и разрезу, в природе не су- ществует. В действительности пласт име- ет весьма сложное строение и изменчив в пространстве по многим параметрам: лито- логическому составу, характеру и степени чередования по разрезу проницаемых пла- стов с непроницаемыми, фильтрационно- емкостным свойствам пород-коллекторов, обусловленных их вещественным соста- вом, структурой и текстурой порового пространства. Эти свойства пласта отра- жают его геологическую неоднородность. B нефтегазопромысловой геологии боль- шое значение имеет неоднородность по УДК 553.982:519.2 DOI: 10.24028/gzh.0203-3100.v40i2.2018.128936 Пространственные особенности изменения петрографических и коллекторских свойств пород продуктивной толщи (на примере месторождения Гюнешли, Южно-Каспийский бассейн) © А. А. Фейзуллаев1, В. Н. Лунина1, Д. Р. Мирзоева1, И. М. Мамедова2, Г. Т. Ахмедова3, 2018 1Институт геологии и геофизики НАН Азербайджана, Баку, Азербайджан 2ГНКАР, НИПИ «Нефтегаз», Баку, Азербайджан 3ГНКАР, НГДУ им Г. З. Тагиева, Б аку, Азербайджан Поступила 29 января 2018 г. На прикладі одного з великих родовищ, Гюнешлі, що розміщується в азербай- джанській частині Каспійського моря, розглянуто особливості зміни в просторі лі- тофаціальної характеристики головного нафтогазового резервуара Південнокаспій- ського басейну — продуктивної товщі (нижній пліоцен). Для вирішення поставленого завдання використано шліфи, виготовлені із зразків порід різних стратиграфічних комплексів резервуара, а також дані геофізичних досліджень свердловин і 3D геоло- гічного моделювання. Встановлено значну літолого-фаціальну мінливість продуктив- ної товщі як по розрізу, так і по площі, що пояснюється особливостями палеогеогра- фічних умов нагромадження осадів у ранньому пліоцені і участю у формуванні осадів декількох джерел знесення осадового матеріалу. Виявлено залежність початкових дебітів свердловин від просторової неоднорідної проникності порід-колекторів. Ключові слова: нафтогазове родовище Гюнешлі, продуктивна товща, геологічна неоднорідність, 3D модель, шліфи порід, ємнісно-фільтраційні властивості, продук- тивність. фильтрационно-емкостным свойствам по- род и, прежде всего, по их проницаемости, поскольку она определяет соотношение притоков нефти и газа к забоям скважин и, следовательно, влияет на продуктивность. B зависимости от масштаба проявления различают микро- и макронеоднородность [Каналин и др., 2006]. Неоднородность пласта оказывает су- щест венное влияние на распределение за пасов нефти и газа, эффективность раз - работки залежи. В связи с этим в совре- мен ной теории и практике разработки неф тяных месторождений оценка и учет не однородности продуктивных пластов как при проектировании разработки, так и в процессе ее проведения являются перво- очередными задачами. От этого зависит А. А. ФЕЙЗУЛЛАЕВ, В. Н. ЛУНИНА, Д. Р. МИРЗОЕВА, И. М. МАМЕДОВА, Г. Т. АХМЕДОВА 142 Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 эф фективность использования прогрес- сивных технологий воздействия на пласт и, следовательно, достижения максималь- ного значения коэффициента извлечения нефти и/или конденсата. Степень объективности оценки неодно- родности продуктивных пластов зависит от стадии разработки месторождения. На стадии проектирования разработки эта оценка, основанная лишь на данных де- сятка скважин, оказывается недостаточно высокой [Регулирование…, 1977]. В связи с этим в практике проектирова- ния разработки нефтяных залежей часто прибегают к различным упрощениям, ка- сающимся природы самого пласта и насы- щающих его флюидов, а также к осредне- нию параметров, характеризующих основ- ные физические свойства коллектора. В результате искажается строение пласта, и он представляется более однородным [Пулькина, Зимина, 2012] в сравнении с последующими представлениями, осно- ванными на большом количестве эксплуа- тационных скважин. Целью данной статьи является на при- мере месторождения Гюнешли (мелковод- ная часть) Южно-Каспийского бассейна изучить особенности изменения по площа- ди и разрезу литофациальных и емкостно- фильтрационных свойств пород главного резервуара бассейна — продуктивной тол- щи (ПТ, нижний плиоцен) и их влияние на нефтенасыщенность пород и продуктив- ность эксплуатационных скважин. Выбор этого месторождения связан, во-первых, с тем, что это одно из самых крупных нефтегазовых месторождений Азербайджана; во-вторых, с тем, что, благодаря высокой разбуренности и дли- тельной разработке этой нефтегазоносной структуры, здесь накоплен большой объ- ем геолого-геофизической информации, позволяющей детально исследовать рас- сматриваемую проблему с применением технологии 3D моделирования. История изученности проблемы. Из- учением петрофизических свойств про- дуктивных пластов Южно-Каспийского бассейна (ЮКБ) занимался целый ряд уче- ных. Так, в работе [Велиева, 2007] анализ литолого-фациальных особенностей ПТ был проведен на примере многопластового месторождения Локбатан-Пута-Гушхана, выявлена периодичность в смене литоло- гии осадков с различными вариациями по мощности. В работе [Гусейнова, Худуева, 2016] дана сравнительная характеристика литологи- ческого состава и коллекторских свойств пород месторождений Гюнешли и Кяпаз. Сравнение емкостно-фильтрационных свойств (пористости и проницаемости) пород ПТ в пределах рассмотренных пло- щадей выявило определенные различия, которые, как указывают авторы, имеют генетическую природу, а именно, связа- ны с участием в формировании осадков в нижнеплиоценовое время различных ис- точников сноса. Результаты изучения геологической не- однородности пород в связи с подсчетом запасов нефти и газа и регулированием разработки месторождений ЮКБ изло- жены в работе [Буряковский и др., 1990]. Зависимость продуктивности пород- коллекторов от степени геологической неоднородности пласта рассматривалась в работах [Золоева, 1995; Демушкина, Ильчинко, 2003 и др.]. Ими был установ- лен факт уменьшения продуктивности пород-коллекторов по мере увеличения степени неоднородности разреза. Позд- нее аналогичный вывод был сделан и по результатам исследования ПТ месторож- дения Булла-Дениз (Бакинский архипелаг) [Исследование…, 2010]. Краткая характеристика объекта ис- следования. Месторождение Гюнешли расположено в пределах ЮКБ, уникаль- ного по комплексу геологических параме- тров: высокая скорость осадконакопления (до 1,3 км за миллион лет); огромная (до 25 км) мощность осадочного чехла и его антропоген-плиоценового выполнения (до 10 км); песчано-алевритоглинистый тип осадков; аномально высокие поровые и пластовые давления, низкий тепловой по- ток и пластовые температуры (на глубине примерно 6 км температура около 110 °С), ПРОСТРАНСТВЕННЫЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ПЕТРОГРАФИЧЕСКИХ ... Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 143 широкое развитие тектонических разры- вов и грязевого вулканизма. Продуктив- ные отложения на месторождениях бас- сейна залегают как вблизи поверхности Земли, так и на больших глубинах, превы- шающих 5 км и более, и включают значи- тельные по объему запасы нефти и газа. Месторождение Гюнешли относится к нефтегазоносному району в акватории Ка- спия (Абшеронский архипелаг) и приуро- чено к одноименной брахиантиклинальной складке северо-западно—юго-восточного простирания с пологим (20—25°) северо- восточным крылом и относительно более крутым (до 30°) юго-западным крылом. Эта структура была выявлена сейсморазведоч- ными работами в 1958—1963 гг. и располо- жена на глубинах 84—190 м (рис. 1). Структура, осложненная серией про- доль ных и поперечных тектонических раз- рывов, имеет блоковое строение. Она ус- ловно разделена на 15 тектонических бло- ков с отнесением их к северному (I—VI), цент ральному (VII—X) и южному (XI—XV) полям (рис. 2). Геологический разрез месторождения по профилю I—I составлен по данным сейсморазведки и бурения скважин и охватывает стратиграфический интервал: нижний плиоцен (ПТ), верхний плиоцен (акчагыльский ярус) и отложения четвер- тичного яруса (абшеронская свита), древ- некаспийские и современные образования (рис. 3). Нефтегазоносность структуры Гюнеш- ли была у становлена в 1979 г. в результате Рис. 1. Схема расположения нефтегазоносных структур Абшеронского архипелага. А. А. ФЕЙЗУЛЛАЕВ, В. Н. ЛУНИНА, Д. Р. МИРЗОЕВА, И. М. МАМЕДОВА, Г. Т. АХМЕДОВА 144 Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 бурения разведочной скважины № 4, из которой с глубины 3455—3423 м (Х гори- зонт балаханской свиты ПТ) был получен фонтан нефти с дебитом 230 т/сут. Промышленные залежи нефти были выявлены в IX, X горизонтах балаханской свиты и свиты перерыва, нефтегазокон- денсатные залежи — в надкирмакинской песчаной и подкирмакинской свитах, а га- зоконденсатное скопление — в калинской свите. В промышленную разработку струк- тура введена в 1985 г. На площади Гюнеш- ли всего было пробурено более 220 сква- жин, благодаря чему по этой структуре в настоящее время накоплен большой объ- ем геолого-геофизических данных, доста- точный для детального изучения особен- ностей изменения свойств продуктивных пластов. Методика исследований и фактиче- ский материал. Решение поставленных в данной статье задач основывалось как на классических методах обработки промыс- ловых данных, результатах геофизических исследований скважин и петрографиче- ских анализах образцов керна, так и на применении современного 3D моделиро- вания. Микронеоднородность пород изуча- лась с помощью петрографических шли- фов. Всего было подвергнуто анализу 29 шлифов, изготовленных из образцов кер- на, отобранных из различных стратигра- фических и глубинных интервалов семи скважин. Изучение вертикальной неодно- родности пород было рассмотрено на при- мере скважины № 16 (см. рис. 2), в которой петрографические исследования наиболее полно охватывают стратиграфический и глубинный разрез ПТ. Был проведен пе- трографический анализ семи шлифов из семи стратиграфических комплексов ПТ скважины № 16, которые залегают в широ- ком диапазоне глубин (1880—4211 м). За последние 30—40 лет произошел су- щественный скачок в развитии компью- терных технологий, позволяющих созда- вать 3D геологические модели резервуара. Применение таких технологий служит хорошей основой для повышения эффек- тивности изучения геологической неодно- родности пласта [Лифантьев, 2014], так как Рис. 2. Структурная карта по кровле свиты перерыва продуктивной толщи (нижний плиоцен) месторож- дения Гюнешли (мелководная часть) с указанием места расположения сейсмогеологического профиля I—I и скважин, данные по которым были использованы при проведении исследований. ПРОСТРАНСТВЕННЫЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ПЕТРОГРАФИЧЕСКИХ ... Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 145 ранее используемое двухмерное геологи- ческое моделирование в большинстве слу- чаев было недостаточно информативным и не в полной мере отражало площадную изменчивость исследуемых параметров [Сидоров, Низаев, 2006 ]. В связи с этим макронеоднородность пород по площади (горизонтальная не- однородность) была изучена с помощью 3D моделирования с использованием де- терминистического метода (Крикинг) и программного пакета Petrel. При построении 3D модели были ис- пользованы данные по 41 скважине (см. на рис. 2), охватывающие различные части (11 блоков) нефтегазоносной структуры. Величины пористости, проницаемости и нефтенасыщенности пород изучаемого пласта определялись классическими ме- тодами для каждого блока. Зависимость начальных дебитов сква- жин от проницаемости пород-коллекторов изучена по данным геофизических и про- мысловых исследований 13 скважин. Фильтрационно-емкостные свойства по- род определялись по геофизическому па- раметру — относительной амплитуде ано- малии ПС (αПС)1. Зависимость начальных дебитов скважин от параметра неоднород- ности по проницаемости (Кпр/Р·И), рассчи- тывали по методике, предложенной в ра- боте [Золоева, 1995], где Р — коэффициент средней вертикальной расчлененности по параметру αПС, а И — коэффициент сред- ней вертикальной относительной измен- чивости. Результаты исследований. В форми- ровании ПТ (главного нефтегазового ре- зервуара ЮКБ) участвовало несколько источников сноса осадочного материала Рис. 3. Геологический разрез месторождения Гюнешли вдоль сейсмического профиля I—I (положение профиля см. на рис. 2). 1 ПС — метод потенциалов сомопроизвольной по- ляризации, основанный на изучении естественного электрического поля. А. А. ФЕЙЗУЛЛАЕВ, В. Н. ЛУНИНА, Д. Р. МИРЗОЕВА, И. М. МАМЕДОВА, Г. Т. АХМЕДОВА 146 Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 (Русская платформа, Большой и Малый Кавказ, Талыш, Эльбурс, Большой Балхан и Копетдаг), что обусловило ее значитель- ную фациальную изменчивость. В преде- лах Абшеронского архипелага определя- ющую роль в формировании разреза ПТ сыграли осадки, сносимые палео-Волгой с Русской платформы. Породы ПТ в этом районе представлены коллекторами с вы- соким содержанием кварцевых песков и высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Анализ микрофотоснимков шлифов образцов керна скважины № 16 место- рождения Гюнешли (мелководная часть) свидетельствует о том, что изучаемые по- роды (с довольно заметной межагрегатной и межгранулярной пористостью) плохо от- сортированы. На снимках, приведенных на рис. 4, отчетливо видна изменчивость в строении пустотного пространства, а так- же в формах зерен кварца, полевого шпата и другого обломочного материала (табл. 1). Терригенный материал представлен в основном зернами кварца (36—70 % всей породы). Полевые шпаты составляют 3— 8 %, а обломки пород 4—8 %. Размеры зе- рен пород в пределах 0,096—0,180 мм. Ниже приводятся петрографические описания шлифов, представляющих раз- личные свиты ПТ (сверху вниз). Сураханская свита (образец породы из интервала 1880—1885 м) представлена глинисто-алевритовым карбонатным песча- ником с наличием обильной фауны фора- минифер и других видов. Песчаники квар- цевые, разнозернистые, различной формы. Структура литокристаллическая. Зерна кварца удлиненные, угловатые, призмати- ческие, мелко-, тонко- и редкосреднезерни- стые. Обломки пород состоят из глинистых и рудных минералов. Глинистые минералы — иллит, хлорит, каолинит. Присутствует магнетит. Имеются межзерновые и механи- ческие поры. Цемент известково-гипсовый, из вест ково-кремнистый, глинисто-крем- нис тый, биотит-железистый, сери ци то- же ле зис тый. Тип цементации базаль ный, кон тактовый, поровый. Общая пористость более 15 %. Отложения сабунчинской свиты (интер- вал 2605—2610 м) представлены песчани- ком. Зерна кварца мелко- и среднезерни- стые, округлые, угловатые, удлиненные, составляют 51 % терригенного материа- ла. Количество полевого шпата не превы- шает 6 %. Цемент серицито-кремнисто- известковый. Тип цементации базальный и поровый. Средняя пористость пород око- ло 10 %, проницаемость 25·10–3 мкм2. Породы балаханской свиты (интервал 2655—2660 м) также представлены песча- ником. Зерна кварца составляют 60 % тер- ригенного материала. Цемент карбонатно- глинистый. В небольшом количестве при- сутствуют полевые шпаты (5 %). Зерна квар- ца округлые, удлиненные, неправильной формы. Цемент серицито-карбонатный с примесью биотит-железистого материала. Тип цементации базальный и поровый. По- ристость пород более 28 %, проницаемость 83·10–3 мкм2. Образец из интервала 3251—3256 м (над кирмакинская свита) представлен сла бо карбонатным глинистым песчани- ком. Цемент карбонатно-глинистый. Зерна мелкосреднезернистые, угловатые, по лу - угловатые, удлиненные. Средний диа метр зерен 0,128 мм. В породе присутствуют двойниковые плагиоклазы, а также крис- таллы доломита. В небольшом количестве присутствуют хлорит и каолинит. Иллит заполняет почти все поры между зернами кварца. Из фауны встречаются форамини- феры и другие виды. На снимке четко вид- ны отдельные зерна и поры между ними. Цемент карбонатно-глинистый, серицито- карбонатный с незначительной примесью железистого материала. Тип цементации преимущественно поровый. Проницае- мость песчаника составляет 25,8·10–3 мкм2, пористость — около 15 %, плотность — 2,4 г/см2. Кирмакинская свита (интервал 3470— 3475 м) представлена породой кварцево- го состава (зерна кварца составляют 70 % терригенного материала). Цемент кар бо- нат но-глинистый. Средний диаметр зерен 0,115 мм. Присутствуют редкие вкрапле- ния плагиоклаза пирита и доломита. В ПРОСТРАНСТВЕННЫЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ПЕТРОГРАФИЧЕСКИХ ... Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 147 Рис. 4. Микрофотоснимки шлифов, изготовленных из образцов пород различных стратиграфических ин- тервалов ПТ (по разрезу скважины № 16) месторождения Гюнешли. Положение скважины на структуре показано на рис. 2. Увеличение снимков: масштаб В>А в 4 раза. А. А. ФЕЙЗУЛЛАЕВ, В. Н. ЛУНИНА, Д. Р. МИРЗОЕВА, И. М. МАМЕДОВА, Г. Т. АХМЕДОВА 148 Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 Т а б л и ц а 1 . Х ар ак те ри ст ик а об ра зц ов п ор од П Т (п о ш ли ф ам ) с кв . 1 6 м ес то ро ж де ни я Гю не ш ли Интервал исследования, м Свита Диаметр зерен, мм Кварц, % Полевой шпат, % Обломки пород, % Другие включения, % Цемент, % Аутигенная глинистость, % Вторичные зерна минералов, % Видимое поровое пространство, % Проницаемость, мкм2 Пористость, % Плотность, г/ см3 Карбонатность, % 18 80 — 18 85 С ур ах ан ск ая 0, 09 6 36 ,0 7, 0 7, 0 1, 5 10 ,0 32 ,0 1, 5 5, 0 20 ,6 17 ,0 2, 41 11 ,6 26 05 — 26 10 С аб ун чи нс ка я 0, 18 0 51 ,0 6, 0 7, 5 1, 5 5, 0 25 ,0 1, 5 2, 5 25 ,0 9, 6 2, 41 5, 9 26 55 — 26 60 Ба ла ха нс ка я 0, 11 2 60 ,0 5, 0 8, 0 1, 5 7, 0 10 ,0 2, 0 6, 5 83 ,0 28 ,7 2, 40 10 ,3 32 51 — 32 56 Н ад ки рм ак ин - ск ая 0, 12 8 59 ,0 6, 0 7, 0 1, 5 6, 5 12 ,0 1, 5 6, 5 25 ,8 15 ,2 2, 40 1, 4 34 70 — 34 75 К ир м ак ин ск ая 0, 11 5 70 ,0 5, 0 8, 0 1, 5 3, 0 7, 0 1, 5 4, 0 27 ,2 19 ,1 2 2, 40 4, 1 37 58 — 37 63 П од ки рм ак ин - ск ая 0, 11 8 62 ,0 8, 0 8, 0 1, 5 3, 0 9, 0 1, 5 7, 0 18 1, 0 20 ,0 2, 40 12 ,0 42 04 — 43 11 К ал ин ск ая 0, 18 0 66 ,0 3, 0 4, 0 1, 0 4, 0 16 ,0 1, 5 4, 5 8, 34 18 ,0 2, 41 6, 4 ПРОСТРАНСТВЕННЫЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ПЕТРОГРАФИЧЕСКИХ ... Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 149 малом количестве присутствуют вулкано- генные минералы. Имеются межзерновые поры, а также изолированные макропоры. Цемент карбонатно-глинистый, серицито- известково-железистый. Тип цементации преимущественно поровый. Пористость более 19 %, проницаемость 27,2·10–3 мкм2. Внутри зерен кварца видны обильные ми- кротрещины. Порода из интервала 3758—3763 м (под- кирмакинская свита) представлена песча- ником, состоящим из зерен кварца (70 %) и малого количества полевых шпатов (5 %). Цемент породы серицито-карбонатно-же- ле зистый. Тип цементации порово-кон так- то вый. Поры межзерновые. Пористость более 20 %, проницаемость более 27× ×10–3 мкм2. Слабокарбонатные породы калинской свиты (шлиф образца породы из интер- вала 4204—4211 м) состоят из зерен квар- ца и плагиоклаза. Цемент карбонатно- глинистый. Зерна кварца хорошо отсор- тированы, глинистых минералов меньше, чем установлено по результатам пет ро- графического анализа (см. табл. 1). Струк- тура литокристаллическая. Цемент кар бо- натно-глинистый. Тип цементации ба заль- но-поровый. Породы калинский свиты отличаются от вышележащих свит и, вероятнее всего, имеют схожие свойства с подстилающими миоценовыми отложениями. Характер изменения по площади ме- сторождения фильтрационно-емкостных свойств и нефтенасыщенности пород ПТ, рассмотренный на примере 3D модели сви- ты перерыва, мощностью от 90 до 140 м, показан на рис. 5. Следует отметить, что эта свита является одним из основных объектов разработки не только данного месторождения, но и большинства место- рождений ЮКБ. Анализ 3D модели показал, что распре- деление по площади значений пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по- род неравномерное. Значения пористости пород в пределах структуры изменяются от 18 до 23 %. Мак- симальные значения отмечаются на своде Рис. 5. 3D геологическая модель изменения по площади пористости (а), проницаемости (б) и нефтенасыщенности пород (в) свиты перерыва месторождения Гюнешли (мелководная часть). А. А. ФЕЙЗУЛЛАЕВ, В. Н. ЛУНИНА, Д. Р. МИРЗОЕВА, И. М. МАМЕДОВА, Г. Т. АХМЕДОВА 150 Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 структуры (блоки VII—X), минимальные — на ее северном крыле (блоки I—V, VIa). Проницаемость пород на своде и юж- ном крыле имеет относительно более вы- сокие значения (334,1—334,7)·10–3 мкм2, чем на северном крыле (242,7·10–3 мкм2). Относительно высокая нефтенасыщен- ность пород также отмечается на своде структуры — от 66 до 72 % (в среднем 70 %) и на его южном крыле — от 64 до 72 % (в среднем 68 %). На северном крыле складки нефтенасыщенность пород сравнительно ниже и изменяется от 61 до 68 % (в среднем 64 %). Такое распределение по площади значе- ний всех трех рассмотренных параметров показывает, что в целом они хорошо согла- суются друг с другом. Относительно высо- кая нефтенасыщенность пород отмечается на тектонически более дислоцированном своде структуры, который характеризу- ется более благоприятными емкостно- фильтрационными свойствами пород. Выявлено также, что нефтенасыщен- ность пород более низкая в породах-кол- лекторах с высоким содержанием глини- стой фракции. Анализ зависимости начальных дебитов скважин от пространственной неоднород- ности пород по проницаемости показал на- личие положительной связи между указан- ными параметрами с высоким коэффици- ентом корреляции (0,76) (рис. 6). Объемы промышленного нефтенасы- щения пород различных свит ПТ показа- ны в табл. 2. Для объективности сравнения содержания нефти в породе различных свит, имеющих различную мощность, их Рис. 6. Зависимость начальных дебитов скважин от пространственной неоднородности проницаемости пород-коллекторов свиты перерыва месторождения Гюнешли. Т а б л и ц а 2. Содержание нефти в породе различных свит ПТ на месторождении Гюнешли Свиты ПТ Промышленное содержание нефти (усл. ед.) Мощность свиты, м Удельное содержание нефти Усл. ед./ м % Сураханская 42,2 1202 0,035 0,55 Сабунчинская 496,1 405 1,225 19,70 Балаханская 329,9 670 0,492 7,90 Перерыва 102,8 250 0,411 6,60 Надкирмакинская глинистая 22,6 131 0,173 2,80 Надкирмакинская 62,4 72 0,867 13,90 Кирмакинская 367,6 268 1,372 22,10 Подкирмакинская 242,3 155 1,563 25,10 Калинская 23,8 283 0,084 1,35 ПРОСТРАНСТВЕННЫЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ПЕТРОГРАФИЧЕСКИХ ... Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 151 абсолютные значения были пересчитаны в удельные значения (объемы нефти, при- ходящиеся на 1 м мощности свиты). Анализ значений удельного содержания нефти в породе показал их значительные колебания по стратиграфическому раз- резу ПТ, которые, согласно результатам сравнительного анализа с данными табл. 1, наиболее контрастно контролируются со- держанием цемента в породе. Положитель- ная корреляция между этими параметрами показана на рис. 7. Как следует из рисунка, содержание нефти в породе существенно уменьшается при содержании цемента в породе более 6 %. Наряду с этим также установлено, что наиболее высокие значения нефтенасы- щения пород характерны для пород с круп- ными размерами зерен. Заключение. Рассмотренные на приме- ре одного из крупных в ЮКБ месторож- дений (Гюнешли) особенности изменения по площади и разрезу литофациальных и емкостно-фильтрационных свойств пород ПТ (главного резервуара бассейна) с ис- пользованием данных геофизических ис- следований скважин, анализов шлифов и 3D моделирования позволили сделать сле- дующие основные выводы: – выявлена значительная изменчивость литофациальных и емкостно-фильт ра ци- он ных свойств пород ПТ как по разрезу, так и по площади, которая контролирует неф тенасыщенность пород и продуктив- ность эксплуатационных скважин; – наиболее благоприятными емкостно- фильтрационными свойствами пород и относительно более высокой их нефтена- сыщенностью выделяется тектонически дислоцированная сводовая часть складки; – изменение литофациальной характе- ристики пород по разрезу ПТ, вероятнее всего, обусловлено генетической приро- дой, а именно, изменением палеогеографи- чес ких условий осадконакопления в ниж- не плиоценовое время и долевым участием различных источников сноса в бассейн оса дочного материала, вызванных сменой трансгрессивных и регрессивных процес- сов; – в разрезе ПТ по литофациальной ха- рактеристике пород наиболее контрастно отличается от вышележащих свит базаль- ная калинская свита. Вероятнее всего, ее свойства унаследованы от подстилающих ПТ миоценовых отложений. В пользу это- го предположения свидетельствует ранее установленный факт отличия геохимиче- ской характеристики органического ве- щества пород (по данным пиролиза) этой свиты и ее хорошая корреляция с подсти- лающими миоценовыми отложениями. На современной стадии разработки месторождения Гюнешли (мелководная часть) полученные результаты могут быть использованы при планировании его до- разработки и, в определенной степени, до- разработки близрасположенных нефтега- зоносных структур. Рис. 7. График зависимости между удельным со- держанием в породе нефти и цемента в различных свитах ПТ на месторождении Гюнешли (мелковод- ная часть). А. А. ФЕЙЗУЛЛАЕВ, В. Н. ЛУНИНА, Д. Р. МИРЗОЕВА, И. М. МАМЕДОВА, Г. Т. АХМЕДОВА 152 Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 Буряковский Л. А., Джафаров И. С., Джеван- шир Р. Д. Моделирование систем нефтега- зовой геологии. Москва: Недра, 1990. 295 с. Велиева Э. Б. Геологические основы комплекс- ной оценки ресурсов месторождений нефти и газа. Баку, 2007. 320 с. Гусейнова А. Н., Худуева Г. М. Сравнительная характеристика литологического состава и коллекторских свойств пород месторожде- ний Гюнешли и Кяпаз. Азербайджанское не- фтяное хозяйство. 2016. № 7—8. С. 11—14. Демушкина Н. В., Ильченко Л. А. Использование данных ГИС для изучения количественных характеристик геологической неоднород- ности. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № 12. С. 17—34. Золоева Г. М. Оценка неоднородности и про- гноз нефтеизвлечения по ГИС. Москва: Не- дра, 1995. 212 с. Исследование закономерностей изменения фильтрационно-емкостных свойств пород- коллекторов, в том числе и в процессе раз- работки: Отчет ИГ НАНА. Баку, 2010. 109 с. Каналин В. Г., Вагин С. Б., Токарев М. А., Лан- Список литературы чаков Г. А., Пономарев А. И. Нефтегазопро- мысловая геология и гидрогеология: Учеб- ник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. Моск- ва: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 372 с. Лифантьев А. В. Учет неоднородности пластов по проницаемости при компьютерном про- ектировании разработки нефтяных место- рождений: дис. … канд. техн. наук. Бугуль- ма, 2014. 118 с. Регулирование процессов эксплуатации не- фтяных залежей: Материалы выездной сессии Научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений Министерства нефтяной промышлен- ности, октябрь 1974 г., г. Краснодар. Москва: Наука, 1977. 245 с. Пулькина Н. Э., Зимина С. В. Изучение неод- нородности продуктивных пластов. Томск: Изд. Томского политехнического универси- тета, 2012. 79 с. Сидоров С. В., Низаев Р. Х. Влияние геологиче- ской неоднородности на технологические показатели разработки нефтяных место- рождений. Нефтяное хозяйство. 2006. № 3. С. 42—45. Spatial features of change of petrographic and reservoir properties of rocks of the Productive series (case study Guneshli field, South-Caspian basin) © A. A. Feyzullayev, V. N. Lunina, D. R. Mirzoeva, I. M. Mamedova, G. T. Akhmedova, 2018 In the paper on example of Guneshli field the South-Caspian basin the character of spatial changes of lithofacial parameters of the main oil-gas reservoir in Azerbaijan — productive series (Early Pliocene) has been considered. These studies were based on analysis of thin sections of different stratigraphic complexes of the productive series, the data of geophysical studies of the wells and as well as 3D geological modeling. Significant lithofacial changeability of productive series has been revealed both in section and in area that is explained by features of paleo-geographic conditions of sedimentation in early Pliocene and participation of various sources of feed of the basin with sediments. Dependence of initial yields of wells on spatial heterogeneity of permeability of reservoir rocks has also been established. It is established that spatial heterogeneity of lithofacial and reservoir properties of rocks controls their oil saturation and well productivity. Key words: oil-gas deposit Guneshli, Productive stratum, geological heterogeneity, 3D model, thin sections of rocks, capacitive-filtration properties, producing capacity. ПРОСТРАНСТВЕННЫЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ПЕТРОГРАФИЧЕСКИХ ... Геофизический журнал № 2, Т. 40, 2018 153 Buryakovskiy L. A., Dzhafarov I. S., Dzhevan- shir R. D., 1990. Modeling of systems of oil and gas geology. Moscow: Nedra, 295 p. (in Russian). Velieva E. B., 2007. Geological basis of a compre- hensive assessment of the resources of oil and gas fields. Baku, 320 p. (in Russian). Guseinova A. N., Khuduyeva G. M., 2016. Compar- ative characteristics of lithological composition and reservoir properties of the Gunashli and Kapaz fields. Azerbaydzhanskoye neftyanoye khozyaystvo (7-8), 11—14 (in Russian). Demushkina N. V., Ilchenko L. A., 2003. Use of GR data for the study of quantitative characteri- stics of geological heterogeneity. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy (12), 17—34 (in Russian). Zoloyeva G. M., 1995. Estimation of heterogeneity and prognosis of oil extraction by GIS. Mos- cow: Nedra, 212 p. (in Russian). Investigation of the regularities of the change in the filtration-capacitance properties of reservoir rocks, including in the process of development: Report of the IG ANAS. Baku, 2010. 109 p. (in Russian). References Kanalin V. G., Vagin S. B., Tokarev M. A., Lancha- kov G. A., Ponomarev A. I., 2006. Oil and gas field geology and hydrogeology: A textbook for high schools. 2nd ed., Revised and ones’s complement. Moscow: OOO «Nedra-Biznest- sentr», 372 p. (in Russian). Lifantiev A. V., 2014. Taking into account the het- erogeneity of strata permeability in the com- puter design of the development of oil depos- its: Dis. cand. tech. sci. Bugulma, 118 p. Regulation of the exploitation of oil deposits: Proceedings of the session of the Scientific Council on Problems of the Development of Oil Fields of the USSR Academy of Sciences and the Central Commission for the Development of Oil Fields of the Ministry of Oil Industry, October 1974, Krasnodar, 1977. Moscow: Nauka, 245 p. (in Russian). Pulkina N. E., Zimina S. V., 2012. Study of het- erogeneity of productive strata. Tomsk: Publ. Tomsk Polytechnic University, 79 p. (in Rus- sian). Sidorov S. V., Nizayev R. Kh., 2006. Influence of geological heterogeneity on technological in- dicators of development of oil fields. Neftya- noye khozyaystvo (3), 42—45 (in Russian).

Репозитарії

Схожі ресурси