Оценка нефтегазоносности локальных поднятий северо-абшеронской зоны на основе петрофизических параметров (на примере локальных поднятий Гошадаш-Агбурун-дениз-Дарвин кюпеси-Гюргян-дениз)

Abstract

Рассмотрены особенности изменения петрофизических параметров (гранулометрический состав и карбонатность) пород локальных поднятий Гошадаш, Агбурун-дениз, Дарвин кюпеси и Гюргян-дениз в интервале глубин 400-2650 м, и построены их диаграммы. Анализ изменения петрофизических особенностей пород по площади и глубине дает возможность определить изменение их коллекторских свойств, а также относительно объективно оценить содержание флюидов и перспективы нефтегазоносности резервуаров. Авторами по отдельности были проанализированы изменения петрофизических свойств пород площадей Гошадаш, Агбурун-дениз, Дарвин кюпеси и Гюргян-дениз до глубины 2650 м и их влияние на пористость и проницаемость. По анализу гистограмм, построенных на основании петрофизических данных, в разрезе площадей по глубине отмечаются различные процентные соотношения как псефитовых, псаммитовых, алевритовых и пелитовых фации терригенного происхождения, так и карбонатных фации. В осадочной толще, как правило, между карбонатностью, глинистостью и коллекторскими свойствами наблюдается обратная связь, а со степенью отсортированности - прямая. Эта закономерность нарушается в исключительных случаях, когда качество коллектора, вероятно, связано с увеличением вязкости в породах и образованием вторичной пористости. Образование вторичной пористости на относительно больших глубинах, в связи с этим не исключает наличия углеводородных скоплений. Актуальность. Североабшеронская зона поднятий, расположенная вблизи с богатыми нефтегазоконденсатными месторождениями, охватывает большую территорию, берущую начало с северо-запада Абшеронсокого полуострова и простирающуюся в юго-восточном направлении. Здесь расположены морские поднятия Гошадаш, Агбурун-дениз, Дарвин кюпеси и Гюргян-дениз, являющиеся территорией исследования. Продуктивная толща, являющаяся основным нефтегазоносным комплексом, расположена на относительно небольшой глубине, в пределах досягаемости современной техники. Построение и анализ петрофизических моделей может сыграть важную роль в прогнозировании перспектив нефтегазоносности продуктивной толщи и нижележащих отложений, а также стать основой обнаружения новых нефтегазовых скоплений и увеличения добычи нефти. Цель: изучение литофациальных и коллекторских свойств пород по глубине на основании петрофизических моделей, построенных согласно геолого-геофизическим данным и данным скважин. Объекты: отложения продуктивной толщи площадей Гошадаш, Агбурун-дениз, Дарвин кюпеси и Гюргян-дениз. Методы. Коллекторские свойства отложений интервала глубин 400-2650 м площадей Гошадаш, Агбурун-дениз, Дарвин кюпеси и Гюрган-дениз были изучены на основании исследования в лабораторных условиях образцов керна, отобранных в скважинах. Вышеуказанный интервал исследований был разбит на несколько мелких интервалов, каждый величиной в 150 м, и из каждого интервала было отобрано от 20 до 40 образцов керна, проведѐн анализ, установлены их гранулометрический состав, процентное содержание карбонатов, пористость, проницаемость. В результате данного анализа для каждого из интервалов в 150 м были представлены средние значения для вышеназванных параметров, на основании которых нами были построены гистограммы. Результаты. Между коллекторскими свойствами и карбонатностью, глинистостью пород в изучаемом интервале глубин на площадях Гошадаш, Агбурун-дениз, Дарвин кюпеси, Гюрган-дениз наблюдается в основном обратное соотношение. В особенностях изменения петрофизических параметров отложений продуктивной толщи по глубине на структурах Гошадаш, Агбурун-дениз, а также на месторождениях Дарвин кюпеси, Гюрган-дениз, за исключением некоторых коротких интервалов, не наблюдается какой-либо закономерности (т. е. линейности). На основании фонтанов нефти дебитом 42 т/сут. из подкирмакинской свиты в скважине 726, пробуренной на месторождении Дарвин кюпеси, а также дебитом 20 т/сут. из кирмакинской свиты в скважине 813, полученной во время испытательных работ 10 т/сут. нефти из подкирмакинской свиты в скважине 7, пробуренной на месторождении Гюрган-дениз, и идентичной степени изменения коллекторских свойств пород в структурах Гошадаш и Агбурун-дениз, расположенных на той же антиклинальной линии, что и вышеуказанные месторождения, можно предположить наличие и в этих структурах углеводородных скоплений в одноименных отложениях.

The paper considers the properties of changes in the rocks petrophysical parameters of the local Goshadash, Agburun-deniz, Darwin kyupesi and Gyurgyan-deniz uplifts within the 400-2650 m depths interval, and the relevant diagrams were mapped. Analysis of the areal and depth changes in the petrophysical characteristics of rocks makes it possible to determine changes in their reservoir properties, as well as to relatively objectively assess both the fluid content and the prospects for the oil and gas potential of the reservoirs. Changes in the rock petrophysical properties and their impact upon porosity and permeability of the Goshadash, Agburun-deniz, Darwin kyupesi and Gyurgyan-deniz uplifts up to 2650 m deep were individually analyzed. The diagrams drawn based on petrophysical data show that psephitic, psammitic, silt and peliticfacies of terrigenous origin, as well as carbonate facies in the section in various ratios. As a rule, there is inverse relation between carbonate and shale content and reservoir properties and direct relation with grain sorting. This pattern is breached in exceptional cases, when reservoir properties are, probably, associated with increase in rock viscosity and formation of secondary porosity. Formation of secondary porosity at relatively greater depths, therefore, does not exclude the presence of hydrocarbon accumulations. Relevance. The North Absheron uplifts zone, located close to rich oil and gas condensate fields, covers a large territory originating from the northwest of the Absheron peninsula and extending southeastwards. Goshadash, Agburun-deniz, Darwin kyupesi and Gyurgyan-deniz offshore uplifts under study are situated here. Productive series, that are the primary oil and gas bearing complex, are located at a relatively shallow depth, within the reach of modern technology. The construction and analysis of petrophysical models can play an important role in predicting oil and gas potential of the productive series and underlying sediments. This can lead to the discovery of new oil and gas accumulations and increase in oil production. The aim of the research is to study the lithofacies and reservoir properties of rocks along the total depth based on petrophysical models built according to geological and geophysical data and well data. Subject: productive series sediments of the Goshadash, Agburun-deniz, Darwin kyupesi and Gyurgyan-deniz fields. Methods. The reservoir properties of sediments in the 400-2650 m depth interval of the Goshadash, Agburun-deniz, Darwin Kupesi and Gyurgan-deniz areas were researched on the basis of a laboratory study of core samples taken in wells. The above study interval was divided into several short intervals, each 150 m deep, and 20 to 40 core samples were taken from each interval, analysis was carried out, their particle size distribution, carbonate content, porosity and permeability were established. As a result of this analysis, for each of the 150 m intervals, the average values for the above parameters were presented, on the basis of which we built histograms. Results. The inverse relationship is mainly observed between reservoir properties and carbonate and shale content within the depth interval under investigation in the fields of Goshadash, Agburun-deniz, Darwin kyupesi, Gyurgan-deniz. With the exception of some short intervals no pattern (i. e. linearity) is observed in the variation properties of petrophysical parameters of the productive series deposits along the depth in Goshadash, Agburun structures and Darwin kyupesi, Gurgan-deniz fields as well. Based on 42 ton/day flow rate of well 726 from PKS drilled at the Darwin kyupesi field and 20 ton/day flow rate of well 813 from KS oil gushers, 10 ton/day of oil obtained from PKS while testing well 7 drilled at the Gyurgan-deniz field and identical variation degree of rock reservoir properties in the Goshadash and Aghburun-deniz structures located on the same anticlinal line as the field above one can assume the presence of hydrocarbon accumulations in identical deposits of these structures.