Концептуальная модель формирования юрских отложений месторождения Жетыбай Восточный на основе седиментологического анализа керна

Полный текст

Введение

Газонефтяное месторождение Жетыбай Восточный открыто в октябре 1967 г. при получении притока нефти в скважине 1 с дебитом 0,8 м³/сут из ааленских отложений. Месторождение вскрыто глубокими скважинами, вскрывающими мезо-кайнозойские отложения мощностью до 2800 м.

Месторождение Жетыбай Восточный находится в пределах Жетыбай-Узеньской тектонической ступени и расположено на восточном окончании Жетыбайской антиклинальной линии, приуроченной к Мангышлакско-Устюртской системе прогибов и поднятий.

Целью данного исследования является определение фациальных обстановок данного месторождения по результатам седиментологического изучения керна.

Интерпретация фациальных обстановок позволяет детально охарактеризовать геологические условия осадконакопления, параметры гидродинамического режима и особенности палеосреды, что является основой для стратиграфической корреляции, палеогеографических реконструкций и прикладных геологических прогнозов.

Материалы и методы

В качестве исходной информационной базы в настоящей работе использованы исторические геолого-геофизические и промысловые данные по скважинам месторождения Жетыбай Восточный. Дополнительно привлечены результаты лабораторных исследований керна по скважинам 8, 444 и 452 с общим метражом 434,2 м (рис. 1, табл. 1), включающие стандартный комплекс литолого-петрофизических анализов: макроскопическое и микроскопическое литологическое описание образцов, определение открытой пористости и абсолютной газопроницаемости.

 

Рисунок 1. Схема расположения скважин 8, 444, 452

Figure 1. Well location scheme of wells 8, 444, and 452

 

Таблица 1. Толщины юрских продуктивных горизонтов и характеристики кернового охвата и освещённости разреза

Table 1. Thicknesses of Jurassic productive horizons and characteristics of core coverage and core representation

Скважина Well	Горизонт Horizon	Толщина продуктивных пластов, м Thickness of productive beds, m	Охват керном, % Core coverage, %	Освещённость керном, % Core representation, %
444	Ю-VIII / J-VIII	36,7	80,9	96,9
444	Ю-IX / J-IX	6,1	11,3	100
444	Ю-X / J-X	21,5	18,4	95
444	Ю-XI / J-XI	12,6	35,0	100
8	Ю-VIII / J-VIII	26,4	55,5	100
8	Ю-XI / J-XI	6,1	33,9	100
452	Ю-VIII / J-VIII	9,0	11,1	11,1
452	Ю-X / J-X	26,0	100	100
452	Ю-XI / J-XI	9,0	100	100

 

Интерпретация кернового материала выполнялась с применением седиментологического подхода, предусматривающего детальное изучение текстурно-структурных особенностей пород, гранулометрического состава, характера слоистости и диагностических осадочных признаков. На основе комплексного анализа керновых и скважинных данных проводилась фациальная интерпретация с выделением генетических типов отложений и реконструкцией условий их формирования. Полученные результаты сопоставлялись с данными по разрезам соседних скважин для уточнения пространственной изменчивости продуктивных горизонтов.

Экспериментальная часть

Определение фаций по результатам изучения керна – это комплексный анализ литологического состава, гранулометрии, седиментационных текстур, включений, ихнофосиллий, направленный на установление условий осадконакопления и реконструкцию обстановок седиментации. Интерпретация фаций выполнена в соответствии с общепринятыми положениями фациального анализа, разработанными в трудах [1–4].

В пределах месторождения Жетыбай Восточный по результатам проведённых исследований выделены четыре основные обстановки осадконакопления в юрской части разреза.

Результаты

Фация проксимального фронта дельты представлена средне- и мелкозернистыми слабоглинистыми песчаниками с пологоволнистой и горизонтальной слоистостью. Отмечаются элементы бугорчатой слоистости, ряби течения и волнения, глинистые намывы и рассеянный углефицированный детрит. Зафиксированы вертикальные ходы илоедов (Diplocraterion, Skolithos, Arenicolites), характерные для прибрежно-морских обстановок. Осадконакопление происходило в проксимальной части подводной дельты при замедлении речного потока, что приводило к формированию мощных устьевых баров авандельты.

Фация дистального фронта дельты представлена переслаиванием тонко- и мелкозернистых песчаников, алевролитов и глин с волнисто- и горизонтально-слоистой, местами прерывистой текстурой. В песчаниках фиксируются элементы бугорчатой слоистости, ряби течения и прослои темпеститов, отражающие влияние штормовой и волновой динамики. Биотурбация варьируется от слабой до интенсивной, отмечены ходы илоедов. Thalassinoides, Planolites характерны для прибрежно-морских и морских обстановок [5].

Осадконакопление происходило в дистальной части фронта дельты и связано с формированием маломощных устьевых баров авандельты при замедлении речного стока.

Фация продельты сложена серыми и тёмно-серыми глинами с прослоями песчанистых алевролитов и редкими тонкозернистыми песчаниками (рис. 2) [6]. Для данной фации характерна горизонтально-слоистая текстура в алевролитах и тонких песчаниках, отмечаются элементы бугорчатой и градационной слоистости, связанные с эпизодическим штормовым воздействием. Биотурбация варьируется от слабой до умеренной; зафиксированы ихнофоссилии Thalassinoides, Planolites и скопления Phycosiphon, характерные для морской ихнофации Cruiziana. Отложения формировались в глубоководной части фронта дельты при накоплении тонкодисперсного материала с редкими темпеститовыми событиями. Выделенные фации соответствуют типовым моделям дельтовых систем, включающим проксимальные и дистальные участки фронта дельты, и продельту, описанным в работах [7, 8].

 

Рисунок 2. Схема фаций фронта дельты

Figure 2. Facies scheme of the delta front

Концептуальная модель по материалам [8]

Conceptual model based on materials [8]

 

Фация дистрибутивного дельтового канала представлена средне- и мелкозернистыми слабоглинистыми песчаниками мощностью 2–6 м для которых характерна массивная текстура или однонаправленная косая слоистость, подчеркнутая скоплением углисто-растительного детрита. Нижний контакт эрозионный, нередко с обилием глинистых и углистых интракластов (рис. 3) [9]. Формирование происходило в условиях активного речного стока и высокой гидродинамики водного потока.

 

Рисунок 3. Схема фаций дельтовой равнины

Figure 3. Facies scheme of the delta plain

Концептуальная модель по материалам [9]

Conceptual model based on materials [9]

 

Фация прирусловых валов сложена мелкозернистыми алевритистыми песчаниками с тонкими глинистыми прослоями, горизонтально-прерывистой слоистостью, которая нарушена следами и остатками корней, а также текстурами смятия и оползания. Отложения формировались при переливе паводковых вод вдоль русел и аккумуляции материала по их периферии.

Фации конусов прорыва и их каналов представлены маломощными (0,2–2 м) тонко- и мелкозернистыми песчаниками с резкой эрозионной подошвой, восходящей рябью течения и углефицированным растительным детритом. Осадконакопление связано с прорывами прирусловых валов во время крупных паводков.

Фация поймы характеризуется тонким переслаиванием алевролитов и глин с горизонтальной слоистостью, текстурами взмучивания, продавливания, а также с остатками и следами корней. Формирование происходило на заливных участках поймы в паводковые периоды.

Фация межруслового залива сложена алевро-глинистыми породами с линзовидно-волнистой слоистостью и биотурбацией. Осадконакопление происходило в умеренно динамичных условиях межрусловых заливов и лагун под влиянием речного и, вероятно, приливного воздействия; коллекторские свойства ограничены редкими песчаными прослоями.

Фация торфяного болота представлена углями и углистыми глинами с остатками корневых систем. Формирование происходило в застойных, бескислородных болотных условиях.

Обстановка алювиальной равнины с блуждающим типом реки отражает континентальные условия с развитой системой русел и периодической сменой направлений потоков (рис. 4) [10].

 

Рисунок 4. Схема фаций аллювиальной равнины с «блуждающими» типами рек

Figure 4. Facies scheme of the alluvial plain with wandering river systems

Концептуальная модель по материалам [10]

Conceptual model based on materials [10]

 

Фация активного русла представлена средне- и мелкозернистыми, местами крупнозернистыми слабоглинистыми песчаниками с массивной и косой слоистостью и эрозионным основанием. Характерны глинистые интракласты, углефицированный детрит и уменьшение размерности зерен к кровле. Отложения формировались в условиях высокой гидродинамики активного руслового потока.

Фация наложенных и боковых баров сложена мелкозернистыми, часто глинистыми песчаниками с наклонной и горизонтальной слоистостью, рябью течения и элементами троговой слоистости. Осадконакопление происходило в менее динамичных участках русла, в стороне от основного потока.

Фация песчаной поймы характеризуется переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с горизонтальной слоистостью и локальными текстурами взмучивания. Тонкие песчаные прослои ассоциируются с эпизодическим внедрением отложений заплеска и конусов прорыва.

Фация глинистой поймы представлена алевро-глинистыми отложениями с редкими тонкими прослоями песчаников, нарушенными взмучиваниями, микросбросами и следами корней. Формирование происходило на заливных участках поймы в паводковые периоды.

Обстановки врезанной долины с аллювиальным заполнением обусловлены обширной эрозией, связанной с колебаниями уровней моря или тектоническими процессами, которые привели к образованию врезанной долины, заполненной аллювиальными, речными отложениями (рис. 5) [11].

 

Рисунок 5. Схема фаций заполнения эрозионного вреза с аллювиальным заполнением

Figure 5. Facies scheme of an incised erosional valley with alluvial fill

Концептуальная модель по материалам [11]

Conceptual model based on materials [11]

 

Фация обломочных потоков представлена средне- и крупнозернистым песчаным матриксом, в котором сосредоточены обилие окатанных и полуокатанных глинистых интракластов размером от 1 до 10 см. Текстура пятнистая за счёт интракластов.

Условия осадконакопления: высокая гидродинамика потока, эрозионное основание вреза, связанное с изменением базиса эрозии.

Отложения заполнения вреза представлены аллювиальными песчаниками, для которых характерна средне- или крупнозернистая структура и массивная или косослоистая текстура, которая подчеркнута глинистыми намывами. Присутствуют глинистые интракласты разного размера.

В ходе работ установлено, что большинство продуктивных горизонтов формировалось в условиях дельтовой равнины, в связи с чем фации, выделенные по керну, были объединены в три укрупнённые группы по генетическому признаку и качеству коллекторских свойств: дистрибутивные каналы (лучшие коллекторы), песчаная пойма (ухудшенные коллекторы) и глинистая пойма (неколлекторы). На основе керновых данных для этих групп определены граничные значения глинистости: для каналов менее 16%, для остальных фаций границы уточнены по аналогии с учётом геофизических характеристик. Дополнительно установлены пороговые значения пористости: для каналов более 18%, для песчаной поймы – 12–16%, для глинистой поймы – менее 12%. На основании указанных параметров выполнено выделение фаций геофизическими исследованиями скважин (далее – ГИС) по всему фонду месторождения (109 скважин) по кривым глинистости (Vsh) и эффективной пористости (PHIE) с распространением по разрезу. Для повышения достоверности интерпретации проведена ручная корректировка границ фаций с учётом данных самопроизвольной поляризации, гамма-каротажа и результатов интерпретации ГИС (табл. 2, 3).

 

Таблица 2. Выделенные по керну фации по обстановкам осадконакопления

Table 2. Facies identified from core data based on depositional environments

Фациальная ассоциация Facies association	Фация Facies	Код фации по керну Core facies code
Фронт дельты (подводная часть дельты – авандельта) Delta front (subaqueous part of the delta – prodelta/avandelta)	Проксимальный фронт дельты с волновым влиянием Proximal wave-influenced delta front	CD2
	Дистальный фронт дельты Distal delta front	СD3
	Продельта Prodelta	CD4
Дельтовая равнина Delta plain	Межрусловый залив/лагуна Interdistributary bay / lagoon	CB5b
	Дистрибутивный дельтовый канал Distributary channel	CA1
	Прирусловый вал Channel levee	CA2
	Фация конусов прорыва Crevasse-splay facies	CA3
	Канал конуса прорыва Crevasse splay channel	CA5
	Фация поймы Floodplain facies	CA6
	Торфяное болото Peat swamp	CA7
Аллювиальная равнина с блуждающими руслами Alluvial plain with wandering channels	Главные активные русла Main active channels	BA1a
	Наложенные бары Stacked bars	BA1b
	Песчанистая пойма Sandy floodplain	BA2a
	Глинистая пойма Muddy floodplain	BA2b
Врезанная долина с аллювиальным заполнением Incised valley with alluvial fill	Отложения обломочных потоков Debris flow deposits	DA1
	Русловые песчаники Channel sandstones	DA2

 

Таблица 3. Сопоставление выделенных ГИС-фаций с керном

Table 3. Correlation of identified well-log facies with core data

Код фации по керну Core facies code	Укрупненная ГИС-фация Integrated well-log facies	Vsh Volume of shale	PHIE PHIE	Насыщение Fluid saturation	Фация Facies		Выделенные горизонты Identified horizons
					Керн Core	ГИС Well logs
CD2, CD3	Проксимальный фронт дельты Proximal delta front						Ю-ХА4 J-XA4
CD4	Продельта Prodelta
CB5b, CА1, CА2, CA3, CА4, CА5, CA6, СА7	Дельтовая равнина Delta plain						Ю- IX-XВ J-IX–XB
BA1a	Активное русло блуждающей реки Active channel of a wandering river						Ю-XI J-XI
BA1b	Наложенные бары Stacked bars
BA2a	Песчанистая пойма Sandy floodplain
BA2b	Глинистая пойма Muddy floodplain
DA1	Отложения обломочных потоков Debris flow deposits						Ю-VIIIA J-VIIIA
DA2	Русловые песчаники Channel sandstones

 

Обсуждение

На основании детального анализа кернового материала установлены условия осадконакопления юрских продуктивных отложений месторождения Жетыбай Восточный (рис. 6). Выделение и интерпретация фациальных ассоциаций позволили установить закономерности их вертикального и латерального распространения, а также проследить смену осадочных обстановок в разрезе. Полученные результаты послужили основой для обобщения фациальной информации и последующего построения концептуальной седиментологической модели месторождения. По результатам седиментологического анализа установлено, что на месторождении Жетыбай Восточный накопление юрских продуктивных горизонтов происходило в следующих условиях:

 

Рисунок 6. Концептуальная седиментологическая модель продуктивных горизонтов месторождения Жетыбай Восточный [10, 12, 13]

Figure 6. Conceptual sedimentological model of productive horizons of the Zhetybay East field [10, 12, 13]

 

Нижние горизонты Ю-XIII – Ю-XI – континентальная аллювиальная равнина с доминированием рек с «блуждающим» типом; [10]

• горизонты интервала Ю-XВ–Ю-XБ1 – прибрежная дельтовая равнина [13];
• горизонт Ю-ХА4 – прибрежно-морские обстановки фронта дельты [13];
• горизонты интервала Ю-XА3–Ю-IXA – прибрежная дельтовая равнина [13];
• горизонт Ю-VIIIA – эрозионный врез, заполненный аллювиальными песчаниками [12];
• самые верхние продуктивные горизонты интервала Ю-VII–Ю-VI – прибрежная дельтовая равнина [13].

Заключение

В рамках выполненного исследования проведена фациальная интерпретация юрских отложений месторождения Жетыбай Восточный на основе комплексного анализа кернового материала. Установлено, что формирование продуктивных горизонтов происходило в условиях континентальной аллювиальной равнины, прибрежной дельтовой равнины и прибрежно-морских обстановок фронта дельты, что отражает поэтапную эволюцию условий осадконакопления в пределах изучаемой площади.

По результатам изучения керна выделены и детально охарактеризованы основные фациальные ассоциации, определены их литолого-структурные особенности. Выявлена закономерная смена фаций по разрезу и по площади, обусловленная изменениями гидродинамического режима и морфологии осадочного бассейна в юрское время.

Построена концептуальная седиментологическая модель, отражающая условия осадконакопления и размещение наиболее перспективных коллекторов.

Полученные результаты могут быть использованы для уточнения геологической модели месторождения Жетыбай Восточный, повышения надёжности стратиграфической корреляции, прогноза пространственного распределения коллекторов и обоснования направлений дальнейших геологоразведочных и опытно-промышленных работ.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Хасенов А.Г. – формирование научной концепции исследования, постановка цели и задач, научное руководство работой; Утеев Р.Н. – разработка методического подхода к исследованию и научное обобщение результатов; Иманбаев Б.А. – формирование и систематизация исходной геолого-геофизической базы исследования; Басарбай А.Е. – комплексный седиментологический анализ кернового материала, редактирование и написание рукописи; Алексеева Е.В. – сопоставление выделенных по керну фаций с результатами ГИС, подготовка материалов и графиков; Морозов В.Н. – разработка концептуальной седиментологической модель месторождения, анализ рукописи.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Askhat G. Khassenov – development of the scientific concept of the study, formulation of its aims and objectives, and scientific supervision of the work; Rakhim N. Uteyev – development of the methodological approach to the study and scientific synthesis of the results; Bakhyt A. Imanbayev – compilation and systematization of the initial geological and geophysical database for the study; Akbota Ye. Bassarbay – comprehensive sedimentological analysis of core material, manuscript writing and editing; Yekaterina V. Alexeyeva – correlation of core-defined facies with well-log facies, preparation of figures and supporting materials; Vitaliy N. Morozov – development of the conceptual sedimentological model of the field and manuscript review.

Об авторах

Асхат Галимович Хасенов

КазМунайГаз

Email: a.khassenov@kmg.kz
ORCID iD: 0009-0009-7933-4321
Казахстан, г. Астана

Рахим Нагангалиулы Утеев

КМГ Инжиниринг

Email: r.uteyev@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0003-3461-4118

PhD

Казахстан, г. Астана

Бакыт Алтаевич Иманбаев

Филиал КМГ Инжиниринг «КазНИПИмунайгаз»

Email: b.imanbayev@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0004-9736-3453
Казахстан, г. Актау

А. Е. Басарбай

Филиал КМГ Инжиниринг «КазНИПИмунайгаз»

Автор, ответственный за переписку.
Email: a.bassarbay@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0003-2887-1481
Казахстан, г. Актау

Екатерина Васильевна Алексеева

Филиал КМГ Инжиниринг «КазНИПИмунайгаз»

Email: e.alexeyeva@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0007-3754-1264
Казахстан, г. Актау

Виталий Николаевич Морозов

Advantage Energy International – FZCO

Email: vmorozov@advnrg-intl.com
ORCID iD: 0009-0004-3592-0058
Казахстан, г. Астана

Список литературы

Дополнительные файлы