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

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, 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) cиквенс-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).

Корреляция отражающих горизонтов проводилась с позиций сиквенс-стратиграфии (выделение хроностратиграфических 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 δ), 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.

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-стратиграфического 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 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.

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

(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 (δ), водородосодержания (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), 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 сиквенс-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 (δ) и интервального времени пробега продольной волны (DT) от водородосодержания (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 (cеквенция 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, белоглинскую 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 (d), 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.

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, акчагыльская 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

d, ГГКп – плотностной каротаж, г/см3

К_гл. – коэффициент общей пористости, д. ед.

К_п.общ. – коэффициент объемной глинистости, д. ед.

К_п.эфф – коэффициент общей пористости, д. ед.

К_в – водонасыщенность, д. ед.

К_во – 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.