Сиквенс-стратиграфический и петрофизический анализ палеоген-неогеновых отложений дагестанского шельфа Каспия Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

Георесурсы / Georesursy

www.geors.ru

2024, 26(4), c. 129-143

Оригинальная Статья

уДК 552.578.2

DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.18

Сиквенс-стратиграфический и петрофизический анализ палеоген-неогеновых отложений дагестанского шельфа Каспия

А.А. Чистяков1, К.В. Энсон2*, Е.В. Швалюк1, В.Ф. Шарафутдинов2, М.Ю. Спасённых1,

Д.В. Соколов2, А.Д. Порошина2

1Сколковский институт науки и технологий, Москва, Россия

2ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Москва, Россия

Дагестанская акватория Каспийского моря, окруженная со всех сторон нефтегазоносными районами, представляет исключительный интерес в отношении поисков месторождений углеводородов.

Примененный сиквенс-стратиграфический анализ позволил расчленить кайнозойский разрез для последующей оценки ресурсов караган-чокракских отложений в новых перспективных областях акватории. При проведении анализа использовались скважинные данные суши и акватории дагестанского шельфа, а также данные сейсморазведки 2D.

В кайнозойских отложениях по характеру сейсмической записи и каротажу были выделены пять секвенций, снизу вверх: майкопская SQ1, чокракская SQ2, сарматская SQ3, акчагыльская SQ4, апшеронская SQ5, в каждой из которых определены регрессивные и трансгрессивные тракты. Границы регрессивных и трансгрессивных трактов в скважинах выделялись на основе математической модели, предложенной авторами для автоматизированной геологической интерпретации гамма-каротажа. Для оценки петрофизических свойств коллекторов построена объемная минералогическая модель.

Ключевые слова: сиквенс-стратиграфия, караган-чокракские отложения, майкопские отложения, конденсированный разрез, дагестанский шельф Каспийского моря, объёмная минералогическая модель

Для цитирования: Чистяков А.А., Энсон К.В., Швалюк е.В., Шарафутдинов В.Ф., спасённых М.Ю., соколов Д.В., Порошина А.Д. (2024). сиквенс-стратиграфический и петрофизический анализ палеоген-неогеновых отложений дагестанского шельфа Каспия. Георесурсы, 26(4), c. 129-143. https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.18

Введение

Наращивание запасов и увеличение добычи нефти и газа в ближайшем будущем требует освоения новых нефтегазоносных комплексов и районов, к числу которых относятся кайнозойские отложения акватории Каспийского моря, разрез которых до сих пор оставался нерасчлененным, поскольку целевыми и перспективными отложениями считались юрско-меловые (Мирзоев и др., 2001).

В дагестанском секторе акватории Каспийского моря (запад среднего и северного Каспия) по сейсмическим данным прослеживаются погруженные восточные окончания геоструктурных элементов (Лебедев и др., 1987; Куницына и др., 2024), c которыми связаны нефтегазоносные районы Прикумской области, перспективные области Терско-сулакской впадины, Предгорного Дагестана,

* ответственный автор: Кристина Вячеславовна Энсон

e-mail: [email protected]

© 2024 Коллектив авторов

статья находится в открытом доступе и распространяется в соответствии с лицензией Creative Commons Attribution (CC BY) License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/).

включая месторождения Избербаш (на суше), Инчхе-Море (на шельфе), и относительно недавно открытые месторождения акватории Каспия (условно обозначенные в статье как месторождения X и y). В настоящее время нефтяные залежи чокракского горизонта месторождения Избербаш на суше находятся на конечной стадии разработки, что определяет актуальность доразведки этих отложений в акватории (Мирзоев и др., 2001).

Перспективный кайнозойский нефтегазоносный комплекс состоит из глинистых отложений майкопской толщи с высоким содержанием органического вещества и залегающих выше коллекторов караган-чокракского, сарматского возрастов (Шарафутдинов, 2001).

Задачами настоящего исследования являлись

1) сиквенс-стратиграфическое расчленение разреза на основе скважинных и сейсмических данных, 2) прослеживание выделенных секвенций на площади 29 тыс. км2 по сейсмическим данным 2D от скважин суши (где исторически присутствуют промысловые отбивки внутри кайнозойского комплекса) до скважин акватории (где разрез кайнозоя оставался ранее нерасчлененным, поскольку целевыми являлись мезозойские отложения).

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

’129

А.А. Чистяков, К.В. Энсон, е.В. Швалюк и др.

Сиквенс-стратиграфический и петрофизический анализ.

Корреляция отражающих горизонтов проводилась с позиций сиквенс-стратиграфии (выделение хроностра-тиграфических границ) в соответствии со стратиграфическим кодексом (Van Wagoner et al., 1988). В районе, где широко распространен клиноформный тип разреза (майкопская толща, сарматская), сиквенс-стратиграфический метод является незаменимым для его расчленения и определяющим последующее выделение зон для построения минералогической модели (Mitchum et al., 1977; Seismic Stratigraphy: Applications to Hydrocarbon Exploration, 1977; Galloway, 1989; Hadler-Jacobsen et al., 2005).

объемная минералогической модель, построенная по данным новых скважин акватории, позволила более точно расчленить разрез и оценить петрофизические свойства пород. Предложенный новый метод выделения секвентных границ на основе производных разного порядка значений гамма-каротажа, позволяет существенно ускорить процесс сиквенс-стратиграфической интерпретации данных ГИс, а также повышает ее надежность.

Стратиграфия района исследований

район исследований включает восточную часть Терско-Каспийского прогиба в пределах суши и охватывает месторождения Х и y на шельфе Каспийского моря. В пределах суши разрез неогеновых отложений вскрыт скважинами промысловых площадей сулакская, северо-сулакская, Димитровская, отбивки основных горизонтов в которых использованы авторами статьи. В акватории разрез неогеновых отложений изучался по данным четырех скважин (А 1, А 2, В 1, B 2) месторождений Х и Y (рис. 1).

стратиграфическая схема, используемая в настоящей работе, показана на рис. 2.

Материалы и методы

Данные геолого-геофизических исследований скважин

Материалы для проведения 1D петрофизической оценки палеоген-неогеновых отложений включали:

1) комплекс ГИс по 4-м скважинам месторождений Х и Y:

• гамма-каротаж (ГК), API;

• гамма-гамма плотностной каротаж (ГГКп или 3), г/см3;

• водородосодержание (W), д.ед., пересчитанное из нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННКт);

• интервальное время пробега продольной волны (DT), мкс/м;

• боковой электрический каротаж (HRLT - High Resolution Laterolog Array Tool) и рассчитанное истинное удельное электрическое сопротивление (уЭс) пласта (RT - True Resistivity);

2) данные геолого-технологических исследований (ГТИ) шлама по 2-м скважинам месторождений Х и Y;

3) литолого-стратиграфическое описание разреза;

4) отбивки более 10 скважин суши и моря.

Перед проведением интерпретации выполнен контроль качества данных. Для этого по всем скважинам проанализированы распределения значений целевых методов каротажа по глубине. Помимо этого, построены гистограммы распределения значений для каждой каротажной кривой с целью определения их однообразности и надёжности для дальнейшего использования.

Рис. 1. Обзорная карта района исследований

130

GEORESURSY / GEORESOURCES

Георесурсы / Georesursy

2024, 26(4), c. 129-143

www.geors.ru

литологическая

нефтегазоносность

характеристика

Условные обозначения:

■ известняки доломитизированныв

ИэберСаш

Инчхо-море

Рис. 2. Литолого-стратиграфический разрез палеоген-миоценовых отложений

Методика сиквенс-стратиграфического расчленения разреза по данным гиС

Концептуальная сиквенс-стратиграфическая модель

Целью сиквенс-стратиграфического анализа являлось выделение в разрезе генетически связанных последовательностей осадочных слоев (сиквенсов), отвечающих циклам колебания относительного уровня моря и скорости заполнения аккомодационного пространства.

В настоящей работе для сиквенс-стратиграфическо-го расчленения разреза отложений мы использовали трангрессивно-регрессивную концептуальную модель А. Эмбри и е. Йоханнессена (Embry, 2009; Embry, Johannessen, 2017). согласно предложенному подходу, выделяются две основные сиквенс-стратиграфические поверхности, а именно поверхности максимальной регрессии и максимального затопления (трансгрессии) (рис. 3а). соответственно, регрессивный тракт RT (Regressive Tract)

охватывает все пласты, начиная c максимальной поверхности затопления MFS (Maximum Flooding Surface) снизу до поверхности максимальной регрессии MRS (Maximum Regressive Surface) сверху. Трансгрессивный тракт TT (Transgressive Tract), наоборот, начинается от поверхности максимальной регрессии MRS в основании и продолжается до максимальной поверхности затопления MFS в кровле (рис. 3б).

Между двумя поверхностями MRS в большинстве случаев заключен объем одной секвенции.

Изменение трендов осадконакопления сопровождается изменением петрофизических свойств, а именно, минералогического состава и фильтрационно-емкостных свойств (Фес) отложений, что, в свою очередь, отражается на сигнатурах и показаниях всех методов ГИс (Муромцев, 1984). Для терригенных отложений шельфа в трансгрессивных системных трактах теоретически

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

'131

А.А. Чистяков, К.В. Энсон, е.В. Швалюк и др.

Сиквенс-стратиграфический и петрофизический анализ.

Рис. 3. а) Трангрессивно-регрессивная сиквенс-стратиграфическая концептуальная модель Эмбри и Йоханнессена (с изменениями),

MRS и MFS - поверхности максимальной регрессии и максимального затопления (трансгрессии); б) скорость изменения базового уровня океана (Embry, 1991, 2009, с изменениями)

должно наблюдаться ухудшение коллекторских свойств в результате увеличения степени глинизации вверх по разрезу, а в регрессивных трактах, наоборот, - их улучшение (рис. 4, 5) (Кузнецов, 2012).

соответственно породы вблизи поверхности MRS должны соответствовать наилучшим коллекторам, а вблизи поверхностей MFS - наихудшим, что обычно отражается в значениях эффективной пористости и объёмной глинистости, рассчитанных по данным ГИс.

Математическая модель трансгрессивно-регрессивных циклов для их выделения по гамма-каротажу

согласно сиквенс-стратиграфической концепции, поверхность максимального затопления коррелирует с максимумом трансгрессии (рис. 3а). Так как в этот момент глубина бассейна наибольшая, то в нем накапливаются наиболее тонкодисперсные осадки, что отражается в характерном максимуме на графике гамма-каротажа (рис. 4, 5). В этот момент скорость увеличения базового уровня моря сравнивается со скоростью увеличения толщины осадка (рис. 3б), и, следовательно, изменение абсолютной глубины бассейна (или пространства аккомодации) равно нулю. соответственно, первая производная от значений гамма также равна нулю, так как дисперсность осадка не меняется. Вторая производная, показывающая ускорение изменений функции гамма, в данной точке достигает экстремума.

развитие регрессии (обмеления бассейна), начинающееся выше MFS, отражается в укрупнении зернистости осадка и, соответственно, уменьшении значений ГК (рис. 2), росте модуля первой производной и уменьшении модуля второй производной. Минимум значений гамма достигается на поверхности максимальной регрессии MRS, где скорость осадконакопления вновь сравнивается со скоростью подъема базового уровня моря (рис. 3б). Так как глубина бассейна теоретически в этот момент не меняется, то скорость падения значений гамма (первая производная) вновь равна нулю, а вторая производная достигает экстремума, противоположного по знаку MFS.

GAMMA SONIC

I. I Nearshore Marine hZ~Z4 Offshore Shelf

мин. ► макс.

Рис. 4. Выделение трансгрессивного и регрессивного циклов по литологической колонке и гамма-каротажу (Embry, 1991, 2009, с изменениями)

Рис. 5. Пример оценки тренда ГК с помощью первой и второй производных метода

132

GEORESURSY / GEORESOURCES

Георесурсы / Georesursy

2024, 26(4), c. 129-143

Такая формализованная математическая модель позволяет проводить полуавтоматическое выделение трактов и сиквенсов по значениям первой и второй производных ГК:

dTK

D1 _ dMD

_ d /dTK-.

02” dMD^dMD'

(1)

(2)

на основании следующих логических операторов:

MRS: D1 == 0, D2 > 0,

MFS: D1 == 0, D2 < 0,

где MD - глубина по ГИС, м.

Положительные значения D2 в точке D1 = 0 указывают на смену тренда ГК с нисходящего на восходящий (снизу-вверх по разрезу). А отрицательные значения D2 соответствуют смене тренда с восходящего на нисходящий (рис. 5).

Для выделения стратиграфически значимых интервалов перед началом интерпретации проводилось сглаживание кривых гамма-каротажа. оптимальная ширина окна сглаживания для рассматриваемой формации составила 50 м.

Методика построения минералогической модели по данным гиС

объёмная минералогическая модель представляет собой непрерывное распределение содержания минеральных и литологических компонентов вдоль ствола

скважины. Для корректного построения минералогической модели количество компонент должно соответствовать количеству методов ГИс. следовательно, на основании имеющихся четырех кривых ГИс (естественной радиоактивности (ГК), плотности (5), водородосодер-жания (W) и нтервального времени пробега продольной волны (DT)) возможно выделение четырех компонент (Вендельштейн и др., 2004; Латышова и др., 2007).

Построение минералогических моделей проводилось до глубины 3000 м, отдельно для четырех зон, характеризующихся схожими петрофизическими свойствами и минералогическим составом. Ввиду отсутствия данных керновых исследований для верификации качества и надежности построенных минералогических моделей использовались данные ГТИ по шламу, литологическое описание, а также анализ точности восстановления кривых ГИс (решение прямой задачи).

результаты

Оценка качества данных гиС

распределение значений по глубине (рис. 6), а также гистограммы (рис. 7) данных каротажа, проведенного в разных скважинах, хорошо сопоставляются друг с другом. Это подтверждает пригодность использования данных всех методов ГИс для петрофизического моделирования. Водородосодержание в скважине А 1 завышено относительно трёх других скважин (рис. 7в),

1000

Гамма-каротаж, ГК (АПИ)

Объемная плотность, б (г/см3) Водородосодержание, W (д.ед.) Инт. время пробега продольной волны, DT (мкс/м)

Рис. 6. Распределения данных ГИС по глубине в скважинах А 1 и А 2, B 1 и В 2: а) плотностной каротаж; б) нейтронный каротаж; в) интервальное время пробега продольной волны; г) гамма-каротаж. Цвет точек: красный - A 1; зеленый - A 2; фиолетовый - B 1; синий - B 2

Гамма-каротаж, ГК (АПИ)

Объемная плотность, 6 (г/см3)

Водородосодержание, W (д.ед.)

Инт. время пробега продольной волны, DT (мкс/м)

Рис. 7. Гистограммы данных ГИС по скважинам A 1 и А 2, B 1 и В 2: а) плотностной каротаж; б) нейтронный каротаж; в) интервальное время пробега продольной волны; г) гамма-каротаж. Цвет точек: красный - A 1; зеленый - A 2; фиолетовый - B 1; синий - B 2

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕПРЕСУРСЫ

133

www.geors.ru

А.А. Чистяков, К.В. Энсон, е.В. Швалюк и др.

Сиквенс-стратиграфический и петрофизический анализ...

что обусловлено меньшей консолидацией пород верхней части разреза.

Выделение поверхностей максимального затопления и максимальной регрессии

На основании комплексной интерпретации результатов ГИс, с учетом данных по минералогическому, литологическому и геохимическому составу, а также полученных петрофизических свойств (описанных ниже) в разрезах скважин определена граница белоглинской свиты и майкопской серии - поверхность MRS 0 (рис. 8). Эта граница является литолого-стратиграфической, соответствует наибольшей скорости изменения значений ГК и, следовательно, экстремуму первой производной (D1) и нулевому значению второй (D2 = 0). Ввиду относительно небольшой мощности конденсированного разреза майкопской серии (кровля - поверхность MRS 1), включающей хадумский горизонт, в районе исследования более детального сик-венс-стратиграфического расчленения этого интервала не проводилось. Границы регрессивных и трансгрессивных трактов определялись по положению изменения трендов гамма-каротажа, которое соответствует глубине нулевого значения первой производной и экстремуму второй производной (треки D1 и D2 на рис. 8).

Выделенные в скважинах по данным ГИс сиквенс-стратиграфические поверхности хорошо прослеживаются в межскважинном пространстве на сейсмических профилях и соотносятся с утвержденными стратиграфическими отбивками промысловых площадей суши. На композитном сейсмическом профиле (рис. 9) четко видны пространственные взаимоотношения отложений различных системных трактов и характер границ между ними. В частности, поверхности MRS имеют выраженный эрозионный характер, а выше границ MFS наблюдается характерное подошвенное прилегание перекрывающих слоев. На разрез вынесены все отбивки со схемы корреляции (рис. 8, 9).

следует отметить, что линия композитного профиля проходит не строго через скважины, а с небольшим сносом скважины B 1. Это является причиной кажущейся неточности в привязке отражающих сейсмических горизонтов к отбивкам в скважинах.

Определение зон для построения объёмной минералогической модели по данным гиС

Выделение интервалов или зон для построения объёмных минералогических моделей выполнено на основании комплексного анализа сигнатур ГИс (рис. 10), а также графиков зависимостей плотности (5) и интервального времени пробега продольной волны (DT) от водородосо-держания (W) (рис. 11, 12).

В результате по скважинным данным выделены 4 петрофизические зоны (нумерация сверху вниз), отличающиеся по минералогическому составу, литологии и петрофизическим свойствам (табл. 1). Зоны охватывают различные тракты нескольких секвенций. соответствие зон выделяемым секвенциям отражено в таблице. При этом именно сиквенс-стратиграфические (одновременные), а не литологические границы, должны служить основой корреляции петрофизических зон, даже если последние включают в себя несколько сиквенсов.

Зона 1 представлена слабо консолидированными породами верхней части разреза (секвенция SQ5) и включает регрессивный тракт секвенции SQ4. отложения акчагыл-апшеронского возраста представлены преимущественно смектитовыми глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами и карбонатами. Количественное соотношение литотипов показано ниже.

Зона 2 включает секвенции SQ2-SQ3 и трансгрессивный тракт секвенции SQ4. Литология представлена переслаивающимися смектитовыми глинами, мергелями, песчаниками и алевролитами с подчиненным содержанием карбонатных пород. К этой зоне относятся продуктивные караган-чокракские отложения и перекрывающая их сарматская толща песчано-глинистого состава.

Зона 3 соответствует отложениям майкопской серии (секвенция SQ1), включающей хадумский горизонт, и состоит из смектитовых глин, мергелей, алевролитов, а также органического вещества. разрез отличается аномально низкими толщинами (до 250 м) в скважинах A 1, А 2, В 1 и В 2 при полном стратиграфическом объеме, то есть является конденсированным. В то время как «нормальные» толщины для майкопской серии достигают 1700 м. По данным ГИс и шлама весь разрез представлен преимущественно более глубоководными глинистыми осадками с высоким содержанием сорг, подобно сланцам хадумского горизонта.

Зона 4 включает в себя, главным образом, белоглин-скую свиту (ниже поверхности MRS 0), представленную преимущественно карбонатно-глинистыми и карбонатными породами с небольшим содержанием глин и алевролитов.

сиквенс-стратиграфические границы позволяют провести корреляцию слоев, накопление которых происходило в течение одного и того же цикла колебаний уровня моря. При этом литологический состав хронологически одновременных слоев не обязательно должен совпадать.

Построение объёмной минералогической модели разреза отложений

В ходе построения минералогической модели разреза отложений определены и использованы петрофизические константы, представленные в табл. 2.

результаты петрофизического моделирования представлены на планшете на примере скважины A 2 (рис. 13-15). В отложениях трансгрессивных системных трактов наблюдается ухудшение коллекторских свойств в результате увеличения степени глинизации вверх по разрезу. В отложениях регрессивных системных трактов происходит улучшение коллекторских свойств, вызванное уменьшением содержания глинистой фракции. Породы вблизи поверхностей MRS характеризуются наилучшими коллекторскими свойствами, а вблизи MFS - наихудшими, что выражено в значениях эффективной пористости и объемной глинистости (рис. 13-15), которые представлены в крайних справа столбиках на схемах.

На глубине 2963-2970 м, в разрезе скважины A 2, по анализу графика зависимости водородосодержание (W) - плотность (8), а также по повышенному электрическому сопротивлению относительно других частей разреза, выделяется газонасыщенный интервал, приуроченный к чокракскому возрасту (рис. 14). Насыщение газом в данном интервале может быть связано с разрывным нарушением.

[ SO EMTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

4134 GEORESURSY/ GEORESOURCES

ГЕОРЕСУРСЫ/ GEORESURSY

2024, 26(4), с. 129-143

www.geors.ru

г ЯJ

г;

S** X *<v к

1-----гГ

V..

* ’*’’’** ****** **^рЛ**М^

х»

СКВ. А 1 СКВ. А2 Скв. В1 Скв. В2

V

V

г .WfW* М. W ■

i_____S I—i U

к

‘Q О

£

Оо

8

>3

‘Q

З4

S3

С?

5

I

6

ISSN 1608-5043 (Print) /1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

136 GEORESURSY / GEORESOURCES

"Апшеронская'

секвенция SQ5

a; о 5С <□ -О s X) <\) о з-5С

star

«:

□ гг I QJ CD 5С Qj <u

"Майкопская" секвенция SQ1

си

2

Е 3

MRS5

MFS4

MRS4

N1 srm2 несогласие

MFS3

MRS3

MFS2

MRS2

MFS1

MRS1

MRSO

RT3-2 - -

ювные

1:433*3-14

Мощность майкопских отложений «нормальная» до 1700 м

Рис. 9. Сиквенс-стратиграфический разрез через скважины A 1, А 2, В 1 и В 2 (месторождения Х и У)

>

>

d

я W

U а о р

М W

5

2024, 26(4), с. 129-143

ГЕОРЕСУРСЫ/GEORESURSY

gr/A<\

www.geors.ru

скв. Al скв. А2 скв. Bl скв. В2

eq

cq

1

Q0

о

§ к

О

Cq

£

о

а

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online) ГЕОРЕПУРПЫ

www.geors.ru

сиквенс-стратиграфический и петрофизический анализ.

А.А. Чистяков, К.В. Энсон, е.В. Швалюк и др.

ОО

-О

о

о

т

о

г

с

к

го

х

:ф

О

зона

зона

- значения ГК

1 зона

Водородосодержание, W (д. ед.) • Цветовая шкала

I

3 зона

J 1иння п ючаника Линия и !вестняка Линия доломита

20 (АПИ1 (Shale VoTum^M 10000

Рис. 11. График зависимости плотности от водородосодержания для выделенных зон построения минералогической модели

Рис. 12. График зависимости интервального времени пробега продольной волны от водородосодержания для выделенных зон построения минералогической модели

Зона Описание Х арактерные показания методов ГИС

ГК ГГКп (5) W DT

1 Слабоконсолидированные породы регрессивного тракта секвенции SQ4 и SQ5. Распространены в верхней части разреза и представлены смектитовыми глинами, мергелями, песчаниками, алевролитами и карбонатами. низкие значения низкие значения завышенные значения завышенные значения

2 Среднемиоценовые отложения (секвенции SQ2-3 в полном объеме и трансгрессивный тракт секвенции SQ4). Представлены песчаниками, смектитовыми глинами, мергелями, алевролитами и карбонатами караган-чокракского и сарматского возраста. средние значения средние значения средние значения средние значения

3 Майкопская серия (секвенция SQ1) с хадумским горизонтом в основании, состоящая из смектитовых глин, мергелей, алевролитов, а также органического вещества. высокие значения высокие значения высокие значения высокие значения

4 Белоглинская свита (ниже поверхности MRS 0), представленная преимущественно мергелями, карбонатами. средние значения (точки характерно лежат на линиях доломита/ известняка) средние значения (точки характерно лежат на линиях доломита/ известняка) средние значения (точки характерно лежат на линиях доломита/ известняка) средние значения (точки характерно лежат на линиях доломита/ известняка)

k SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

4138 GEORESURSY / GEORESOURCES

Табл. 1. Характеристика выделенных зон для построения минералогической модели

Георесурсы / Georesursy

2024, 26(4), c. 129-143

www.geors.ru

1 Зона Слабоконсолидированные породы регрессивного тракта секвенции SQ4, SQ5 Глина+Песчаник+Мергель+Алевролит

Компонент/Метод ГК, АПИ 5, г/см3 W, доли ед. DT, мкс/м

Глина 114.783 3.188 0.304 393.7008

Алевролит 55 2.68 -0.03 213.2546

Песчаник 20 2.63 -0.03 230

Мергель 52.174 3.33 -0.148 98.203

Флюид 0 1.05 1 750

2 Зона Среднемиоценовые отложения секвенций SQ2-SQ3 и трансгрессивного тракта секвенции SQ4 Глина+Песчаник+Мергель+Алевролит

Компонент/Метод ГК, АПИ 5, г/см3 W, доли ед. DT, мкс/м

Глина 118.261 3.4 0.183 393.7008

Алевролит 55 2.68 -0.03 213.2546

Песчаник 20 2.63 -0.03 190

Мергель 88.696 3.452 -0.148 202.55

Флюид 0 1.05 1 620.0787

3 Зона Майкопская серия отложений секвенции SQ1 Глина+Кероген+Мергель+Алевролит

Компонент/Метод ГК, АПИ 5, г/см3 W, доли ед. DT, мкс/м

Глина 118.261 3.435 0.13 393.7008

Алевролит 55 2.68 -0.03 213.2546

Кероген 4000 1.4 0.65 650

Мергель 88.696 3.452 -0.148 202.55

Флюид 0 1.1 1 635

4 Зона Белоглинская свита Глина+Карбонат+Мергель+Алевролит

Компонент/Метод ГК, АПИ 5, г/см3 W, доли ед. DT, мкс/м

Глина 118.261 3.452 0.13 393.7008

Алевролит 55 2.68 -0.148 213.2546

Карбонат 11 2.8 0 155.8399

Мергель 153.043 3.33 -0.03 167.768

Флюид 0 1.05 1 620.0787

Табл. 2. Петрофизические константы, установленные для каждой зоны

Кривые ГИС -исходные и восстановленные

(коричневые)

Минеральные модели

1 зона: Глина+Песчаник+Мергель+Алевролит

2 зона: Глина+Песчаник+Мергель+Алевролит

3 зона: Глина+Мергель+Алевролит+Кероген

4 зона: Глина+Мергель+Алевролит+Карбонат Условные обозначения минералогической модели

-0 5 с; о Q- S X СП X CD I— (X X 1— о _D h

1— Q. m CD X о О о_ CD СП o2

0) с CD CD со ш s

< С s: o-e-

-D X

£

S 2

о -8-

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

ГЕОРЕСУРСЫ

Рис. 13. Результаты построения объёмной минералогической моДели на примере скважины A 2 - интервал глубин 1 зоны

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

А.А. Чистяков, К.В. Энсон, е.В. Швалюк и др.

Сиквенс-стратиграфический и петрофизический анализ...

140

www.geors.ru

Кривые ГИС -исходные и восстановленные

(коричневые)

Кривые ГИС -исходные и восстановленные (коричневью) .

111Н R I if

Потенциальный коллектор газа на глубине 2963-2970м

Минеральные модели (объемная и

1 зона: Глина+Песчаник+Мергель+Алевролит

2 зона: Глина+Песчаник+Мергель+Алевролит

3 зона: Глина+Мергель+Алевролит+Кероген

4 зона: Глина+Мергель+Алевролит+Карбонат Условные обозначения минералогической модели

/УУ/уХ;::

.0 1- S си И JD 5 О. (D S С О о. CD CD С S X 03 т о CD X ф о о. CD X X о Ф CD >s h *§| >s -D h § л

£ a. < с 0-8- 0-8-

Рис. 14. Результаты построения объёмной минералогической моДели на примере скважины A 2 - интервал глубин 2 зоны

1 зона: Глина+Песчаник+Мергель+Апевролит

2 зона: Глина+Песчаник+Мергель+Апевролит

3 зона: Глина+Мергель+Алевролит+Кероген

4 зона: Глина+Мергель+Алевролит+Карбонат Условные обозначения минералогической модели

GEORESURSY / GEORESOURCES

Рис. 15. Результаты построения объёмной минералогической модели на примере скважины A 2 - интервал глубин 3 и 4 зон

2024, 26(4), c. 129-143

www.geors.ru

Георесурсы / Georesursy

Заключение

результаты интерпретации 2D сейсмических профилей, связующих сушу и акваторию, позволили выделить в кайнозойском разрезе секвенции и проследить их границы до скважин акватории. В олигоцен-миоценовых и кайнозойских отложениях по характеру сейсмической записи и каротажу выделены пять секвенций, снизу вверх: майкопская SQ1, чокракская SQ2, сарматская SQ3, акча-гыльская SQ4, апшеронская SQ5, в каждой из которых определены регрессивные и трансгрессивные тракты.

Необходимо отметить особенности строения майкопской секвенции SQ1: в пределах исследуемой территории отложения представляют собой локально развитый конденсированный разрез (мощностью до 200 м). Исходя из данных интерпретации ГИс и шлама, весь конденсированный разрез представлен глубоководными глинистыми осадками с высоким содержанием сорг, что ранее считалось характерным только для отложений хадумского горизонта в основании «нормального» разреза майкопа Предгорного Дагестана (мощностью до 1500 м). Таким образом, установлена область распространения нефтегазоматеринской толщи на акватории среднего Каспия. По результатам выполненного петрофизического анализа удалось выделить потенциальный газосодержащий пласт в одной из скважин на основании показаний нейтронного, плотностного и электрического методов в продуктивных чокракских отложениях секвенции SQ2.

Зональное расчленение отложений скважин акватории по минералогическому компонентному составу косвенно подтвердило корреляцию отражающих горизонтов от скважин суши и «привязку» отметок кровли майкопских (MRS 1) и караганских (MFS 2) отложений в скважинах месторождений X и у.

Помимо минералогической модели в морских скважинах были рассчитаны коэффициенты общей и эффективной пористости, а также глинистости. В отложениях трансгрессивных трактов наблюдается ухудшение коллекторских свойств в результате увеличения степени глинизации вверх по разрезу. В породах регрессивных трактов наблюдается улучшение коллекторских свойств, вызванное уменьшением содержания глинистой фракции. Вблизи поверхностей MRS отложения характеризуются наилучшими коллекторскими свойствами, а вблизи поверхностей MFS - наихудшими, что выражено в значениях эффективной пористости и объёмной глинистости.

Сокращения

ГК - гамма каротаж, АПИ

ГТИ - геолого-технологические исследования

8, ГГКп - плотностной каротаж, г/см3

Кгл. - коэффициент общей пористости, д. ед.

Кп.общ. - коэффициент объемной глинистости, д. ед. Кп.эфф - коэффициент общей пористости, д. ед. Кв - водонасыщенность, д. ед.

Кво - остаточная водонасыщенность, д. ед.

DT - интервальное время пробега продольной волны, мкс/м

RT - истинное удельное электрическое сопротивление (уЭс) пласта, омм

сорг - содержание органического вещества

W - водородосодержание, д. ед.

MRS - поверхность максимальной регрессии (Maximum Regression Surface)

MFS - поверхность максимального затопления (Maximum Flooding Surface)

TT - трансгрессивный тракт (Transgressive Tract)

RT - регрессивный тракт (RegressiveTract)

Финансирование/Благодарности

работа написана при поддержке Министерства науки и высшего образования российской Федерации по соглашению № 075-10-2022-011 в рамках программы развития научного исследовательского центра мирового уровня (НЦМу).

Авторы выражают большую благодарность рецензентам за ценные комментарии и замечания, способствующие улучшению работы.

литература

Вендельштейн Б.Ю., Добрынин В.М., Кожевников Д.А. (2004). Петрофизика (физика горных пород). М: Нефть и газ, 368 с.

Кузнецов В.Г. (2012). Литология природных резервуаров нефти и газа. М: рГу нефти и газа имени И.М. Губкина, 260 с.

Куницына И.В., Земцов П.А., Малышев Н.А., Вержбицкий В.е. (2024). Закономерности формирования и особенности распространения чокракских песчаных коллекторов Придагестанского шельфа. Геология нефти и газа, 24(1), с. 103-115. DOI: 10.47148/0016-7894-2024-1-103-115

Латышова М.Г., Мартынов В.Г., соколова Т.Ф. (2007). Практическое руководство по интерпретации данных ГИс. М: Недра, 327 с.

Лебедев Л.И., Алексина И. А., Кулакова Л. с. и др. (1987). Каспийское море: Геология и нефтегазоносность. отв. ред. Крылов Н.А. М: Наука, 295 с.

Мирзоев Д.А., осипова Г.Э., Шарафутдинов Ф.Г., Шарафутдинов В.Ф. (2001). Дагестанский шельф Каспийского моря: состояние изученности, геологическое строение, перспективы нефтегазоносности. Москва: Изд-во «Нефть и газ» рГу нефти и газа им. И.М. Губкина, 133 с.

Муромцев В. с. (1984). Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. Ленинград: Недра, 260 с.

Шарафутдинов Ф.Г., Мирзоев Д.А., Алиев р.М., серебряков В.А. (2001). Геология нефтегазовых месторождений Дагестана и прилегающей акватории Каспийского моря. Махачкала: Дагестанское книжное изд-во, 297 с.

Embry A.F. (1991). Mesozoic History of the Arctic Islands. Geology of the Innuitian Orogen and Arctic Platform of Canada and Greenland, H.P. Trettin. https://doi.org/10.1130/DNAG-GNA-E.369

Embry A.F. (2009). Practical Sequence Stratigraphy. Calgary: Canadian Society of Petroleum Geologists, 81 p.

Embry A.F., Johannessen, E.P. (1993). T-R Sequence Stratigraphy, Facies Analysis and Reservoir Distribution in the Uppermost Triassic-Lower Jurassic Succession, Western Sverdrup Basin, Arctic Canada. Norwegian Petroleum Society Special Publications, vol. 2, pp. 121-146. https://doi.org/10.1016/ B978-0-444-88943-0.50013-7

Embry A.F., Johannessen, E.P. (2017). Chapter Three - Two Approaches to Sequence Stratigraphy. Stratigraphy & Timescales, vol. 2, pp. 85-118. https://doi.org/10.1016/bs.sats.2017.08.001

Galloway W. (1989). Genetic Stratigraphic Sequences in Basin Analysis I: Architecture and Genesis of Flooding Surface Bounded Depositional Units. AAPG Bull., 73(2), pp. 125-142. https://doi. org/10.1306/703C9AF5-1707-11D7-8645000102C1865D

Hadler-Jacobsen F., Johannessen E.P., Ashton N., Henriksen S., Johnson S., Kristensen J. (2005). Submarine Fan Morphology and Lithology Distribution: A Predictable Function of Sediment Delivery, Gross Shelf to Basin Relief, Slope Gradient and Basin Topography. Geological Society, London, Petroleum Geology Conference series, vol. 6, pp. 1121-1145. https:// doi.org/10.1144/0061121

Mitchum R., Vail P., Thompson S. (1977). Seismic stratigraphy and global changes in sea level, part 2: the depositional sequence as the basic unit for stratigraphic analysis. Seismic Stratigraphy: Application to Hydrocarbon Exploration, AAPG Memoir, vol. 26, pp. 53-62.

Seismic Stratigraphy: Applications to Hydrocarbon Exploration (1977). Payton C. (Ed.). American Association of Petroleum Geologists. https://doi. org/10.1306/M26490

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

141

www.geors.ru

А.А. Чистяков, К.В. Энсон, е.В. Швалюк и др.

сиквенс-стратиграфический и петрофизический анализ.

Van Wagoner J.C., Posamentier H.W., Mitchum R.M., Vail P.R., Sarg J.F., Loutit, T.S., Hardenbol J. (1988). An overview of the fundamentals of sequence stratigraphy and key definitions. Sea Level Changes: An Integrated Approach. SEPM Special Publication, vol. 42, pp. 39-46. https://doi. org/10.2110/pec.88.01.0039

Сведения об авторах

Алексей Андреевич Чистяков - кандидат геол.-ми-нерал. наук, профессор, сколковский институт науки и технологий

россия, 121205, Москва, Большой бульвар, д. 30, стр.1

e-mail: [email protected]

Кристина Вячеславовна Энсон - кандидат геол.-мине-рал. наук, главный специалист отдела литолого-фациального анализа, ооо «ЛуКоЙЛ-Инжиниринг»

россия, 129110, Москва, ул. Щепкина, д. 62/2, стр.12

e-mail: [email protected]

Елизавета Викторовна Швалюк - аспирант, сколковский институт науки и технологий

россия, 121205, Москва, Большой бульвар, д. 30, стр.1

e-mail: [email protected]

Вадим Фоатович Шарафутдинов - доктор геол.-минерал. наук, начальник отдела литолого-фациального анализа, ооо «ЛуКоЙЛ-Инжиниринг»

россия, 129110, Москва, ул. Щепкина, д. 62/2, стр.12 e-mail: [email protected]

Михаил Юрьевич Спасенных - кандидат хим. наук, профессор, директор Центра науки и технологий добычи углеводородов, сколковский институт науки и технологий

россия, 121205, Москва, Большой бульвар, д. 30, стр.1 e-mail: [email protected]

Денис Валерьевич Соколов - инженер 1-ой категории отдела литолого-фациального анализа, ооо «ЛуКоЙЛ-Инжиниринг»

россия, 129110, Москва, ул. Щепкина, д. 62/2, стр.12 e-mail: [email protected]

Анна Дмитриевна Порошина - геолог 2-ой категории отдела литолого-фациального анализа, ооо «ЛуКоЙЛ-Инжиниринг»

россия, 129110, Москва, ул. Щепкина, д. 62/2, стр.12 e-mail: [email protected]

Статья поступила в редакцию 28.05.2024; Принята к публикации 23.10.2024; Опубликована 20.12.2024

In EnglIsh

OrIgInal artIclE

sequence stratigraphic and Petrophysical analysis of Paleogene-neogene Deposits of the Dagestan Offshore of the caspian sea

A.A. Tchistiakov1, K.V. Enson2*, E.V. Shvalyuk1, V. F. Sharafutdinov2, M.Yu. Spasennykh1, D.V. Sokolov2, A.D. Poroshina2

1Skolkovo Institute of Science and Technology, Moscow, Russian Federation 2LUKOIL-Engineering LLC, Moscow, Russian Federation

*Corresponding author: Kristina V. Enson, e-mail: [email protected]

abstract. The Dagestan offshore of the Caspian Sea, surrounded on all sides by oil and gas bearing areas, represents an exceptional interest for the exploration of hydrocarbon fields.

The applied sequence stratigraphic analysis allows to stratify the Cenozoic section for the resource's estimation of the Karagan-Chokrak deposits in new prospective offshore areas. The analysis used well data from the onshore and Dagestan offshore, as well as 2D seismic data.

Five sequences were identified in the Cenozoic sediments according to the seismic and well data, from bottom to the top: Maikop SQ1, Chokrak SQ2, Sarmatian SQ3, Akchagyl SQ4, and Apsheron SQ5, in each of them regressive and transgressive tracts have been identified. The boundaries of regressive and transgressive tracts in wells were distinguished on the basis of a mathematical model proposed by the authors for the automated geological interpretation of gamma-ray logging. For evaluation the petrophysical properties of the reservoir rocks the volumetric mineralogical model has been created.

Keywords: sequence stratigraphic analysis, Karagan-Chokrak deposits, Dagestan offshore of the Caspian Sea, volumetric mineralogical model

acknowledgements

This work was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under agreement No. 075-10-2022-011 within the framework of the development program for a world-class Research Center.

recommended citation: Tchistiakov A.A., Enson K.V., Shvalyuk E.V., Sharafutdinov V.F., Spasennykh M.Yu., Sokolov D.V., Poroshina A.D. (2024). Sequence Stratigraphic and Petrophysical Analysis of Paleogene-Neogene Deposits of the Dagestan Offshore of the Caspian Sea. Georesursy = Georesources, 26(4), pp. 129-143. https:// doi.org/10.18599/grs.2024.4.18

[ SO ENTIFK AND TECHNICAL JOURNAL

4142 GEORESURSY/ GEORESOURCES

2024, 26(4), c. 129-143

Георесурсы / Georesursy

www.geors.ru

references

Embry A.F. (1991). Mesozoic History of the Arctic Islands. Geology of the Innuitian Orogen and Arctic Platform of Canada and Greenland, H.P. Trettin. https://doi.org/10.1130/DNAG-GNA-E.369

Embry A.F. (2009). Practical Sequence Stratigraphy. Calgary: Canadian Society of Petroleum Geologists, 81 p.

Embry A.F., Johannessen, E.P. (1993). T-R Sequence Stratigraphy, Facies Analysis and Reservoir Distribution in the Uppermost Triassic-Lower Jurassic Succession, Western Sverdrup Basin, Arctic Canada. Norwegian Petroleum Society Special Publications, vol. 2, pp. 121-146. https://doi.org/10.1016/ B978-0-444-88943-0.50013-7

Embry A.F., Johannessen, E.P. (2017). Chapter Three - Two Approaches to Sequence Stratigraphy. Stratigraphy & Timescales, vol. 2, pp. 85-118. https://doi.org/10.1016/bs.sats.2017.08.001

Galloway W. (1989). Genetic Stratigraphic Sequences in Basin Analysis I: Architecture and Genesis of Flooding Surface Bounded Depositional Units. AAPG Bull., 73(2), pp. 125-142. https://doi. org/10.1306/703C9AF5-1707-11D7-8645000102C1865D

Hadler-Jacobsen F., Johannessen E.P., Ashton N., Henriksen S., Johnson S., Kristensen J. (2005). Submarine Fan Morphology and Lithology Distribution: A Predictable Function of Sediment Delivery, Gross Shelf to Basin Relief, Slope Gradient and Basin Topography. Geological Society, London, Petroleum Geology Conference series, vol. 6, pp. 1121-1145. https:// doi.org/10.1144/0061121

Kunitsyna I.V., Zemtsov P.A., Malyshev N.A., Verzhbitsky V.E. (2024). Patterns of Formation and Features of Distribution of Chokrak Sand Reservoirs of the Dagestan Shelf. Geologiya nefti i gaza = Geology of Oil and Gas, 24(1), pp. 103-115. (In Russ.) DOI: 10.47148/0016-7894-2024-1-103-115

Kuznetsov V.G. (2012). Lithology of Natural Reservoirs of Oil and Gas. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 260 p. (In Russ.)

Latyshova M.G., Martynov V.G., Sokolova T.F. (2007). A Practical Guide to Interpreting Well Logging Data. Moscow: Nedra, 327 p. (In Russ.)

Lebedev L.I., Aleksina I. A., Kulakova L. S. et al. (1987). The Caspian Sea: Geology and Oil and Gas Potential. Ed. Krylov N.A. Moscow: Nauka, 295 p. (In Russ.)

Mirzoev D.A., Osipova G.E., Sharafutdinov F.G., Sharafutdinov V.F. (2001). Dagestan Shelf of the Caspian Sea: State of Knowledge, Geological Structure, Prospects of Oil and Gas Potential. Moscow: Oil and Gas Publ., Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 133 p. (In Russ.)

Mitchum R., Vail P., Thompson S. (1977). Seismic stratigraphy and global changes in sea level, part 2: the depositional sequence as the basic unit for stratigraphic analysis. Seismic Stratigraphy: Application to Hydrocarbon Exploration, AAPG Memoir, vol. 26, pp. 53-62.

Muromtsev V.S. (1984). Electrometric Geology of Sand Bodies -Lithological Traps of Oil and Gas. Leningrad: Nedra, 260 p. (In Russ.)

Seismic Stratigraphy: Applications to Hydrocarbon Exploration (1977). Payton C. (Ed.). American Association of Petroleum Geologists. https://doi. org/10.1306/M26490

Sharafutdinov F.G., Mirzoev D.A., Aliyev R.M., Serebryakov V.A. (2001). Geology of the oil and gas fields of Dagestan and the Adjacent Waters of the Caspian Sea. Makhachkala: Dagestan Book Publ., 297 p. (In Russ.)

Van Wagoner J.C., Posamentier H.W., Mitchum R.M., Vail P.R., Sarg J.F., Loutit, T.S., Hardenbol J. (1988). An overview of the fundamentals of sequence stratigraphy and key definitions. Sea Level Changes: An Integrated Approach. SEPM Special Publication, vol. 42, pp. 39-46. https://doi. org/10.2110/pec.88.01.0039

Vendelstein B.Yu., Dobrynin V.M., Kozhevnikov D.A. (2004). Petrophysics (Rock Physics). Moscow: Oil and Gas, 368 p. (In Russ.)

about the authors

Alexei A. Tchistiakov - Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Professor, Center for Hydrocarbon Recovery, Skolkovo Institute of Science and Technology

Buil. 1, 30, Bolshoy Boulevard, Moscow, 121205, Russian Federation

e-mail: [email protected]

Kristina V. Enson - Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Chief Geologist, Department of Lithofacies Analysis, LUKOIL-Engineering LLC

Buil. 12, 62/2, Shchepkina st., Moscow, 129110, Russian Federation

e-mail: [email protected]

Elizaveta V. Shvalyuk - Postgraduate student, Center for Hydrocarbon Recovery, Skolkovo Institute of Science and Technology

Buil. 1, 30, Bolshoy Boulevard, Moscow, 121205, Russian Federation

e-mail: [email protected]

Vadim F. Sharafutdinov - Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), Head of the Department of Lithofacies Analysis, LUKOIL-Engineering LLC

Buil. 12, 62/2, Shchepkina st., Moscow, 129110, Russian Federation

e-mail: [email protected]

Mikhail Spasennykh - Professor, Director of the Center for Petroleum Science and Engineering, Skolkovo Institute of Science and Technology

Buil. 1, 30, Bolshoy Boulevard, Moscow, 121205, Russian Federation

e-mail: [email protected]

Denis V. Sokolov - 1st category petroleum engineer of the Department of Lithofacies Analysis, LUKOIL-Engineering LLC

Buil. 12, 62/2, Shchepkina st., Moscow, 129110, Russian Federation

e-mail: [email protected]

Anna D. Poroshina - 2nd category petroleum engineer of the Department of Lithofacies Analysis, LUKOIL-Engineering LLC

Buil. 12, 62/2, Shchepkina st., Moscow, 129110, Russian Federation

e-mail: [email protected]

Manuscript received 28 May 2024;

Accepted 23 October 2024; Published 20 December 2024

© 2024 The Authors. This article is published in open access under the terms and conditions of the Creative Commons Attribution (CC BY) License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)

ISSN 1608-5043 (Print) / 1608-5078 (Online)

ГЕОРЕСУРСЫ

143