К оглавлению

Выделение продуктивных коллекторов в карбонатных разрезах

Н.А. ПЕРЬКОВ

За последнее время все большее внимание нефтяников начинают привлекать вопросы поисков нефтеносных горизонтов в мощных толщах карбонатных отложений каменноугольного и девонского возраста, слагающих значительную часть разрезов нефтяных месторождений Урало-Волжской нефтеносной провинции.

В связи с этим представляет интерес оценка различных методов промысловой геофизики для решения поставленного вопроса.

Электрический и радиоактивный кароттаж

Опыт геофизических исследований скважин в районах, где продуктивные горизонты представлены карбонатными породами, пористыми известняками и доломитами (Ишимбайский, Бугурусланский и др.), показывает, что, наиболее эффективным для выделения нефтегазоносных пластов в данных условиях является применение комплекса, включающего стандартный электрический кароттаж, а также методы радиоактивного кароттажа: гамма-кароттаж (ГК) и нейтронный гамма-кароттаж (НГК).

При помощи методов радиоактивного кароттажа в разрезе выделяют чистые от примесей глин содержащие водород пласты, отмечаемые относительно низкими показаниями на диаграммах ГК и НГК. Обычно такими пластами являются пористые разности известняков и доломитов, насыщенные водой или нефтью.

Газонасыщенные карбонатные коллекторы, так же как нефтеносные и водоносные, отмечаются низкими значениями на диаграммах нейтронного гамма-кароттажа. Это объясняется глубоким проникновением глинистого раствора и его фильтрата в карбонатные пласты, вследствие чего водородосодержание газоносных пластов у стенки скважины в пределах радиуса исследования методом НГК (порядка 50-70 см) не отличается от водородосодержания пластов, насыщенных нефтью или водой.

Оценка нефтегазоносности пористых разностей карбонатных пород, выделенных по диаграммам радиоактивного кароттажа, основана на данных электрического кароттажа. Пористые водонасыщенные известняки отмечаются более низкими кажущимися сопротивлениями, чем вмещающие их плотные разности карбонатных пород. Нефтегазоносные карбонатные коллекторы обычно отмечаются кажущимися сопротивлениями, величина которых близка к сопротивлению окружающих пород.

Таким образом, отсутствие заметных уменьшений кажущихся сопротивлений против зон пористых карбонатных пород, характеризующихся низкими показаниями на диаграммах ГК и НГК, или более высокие кажущиеся сопротивления сравнительно с сопротивлением вмещающих пород свидетельствуют о нефтегазоносности карбонатных коллекторов.

Типичный пример выделения нефтеносных пластов в карбонатных отложениях артинского возраста Ишимбайского района по данным радиоактивного и электрического кароттажа изображен на рис. 1. Разрез представлен известняками, содержащими тонкие редкие прослои ангидритов и слабоглинистых известняков. Отсутствие глинистых пород в разрезе подтверждается диаграммой ГК, которая характеризуется низкими монотонными показаниями естественного гамма-излучения.

Диаграмма НГК сильно дифференцирована. По минимумам на диаграмме НТК, отмечаемым в интервалах 629-635, 640-644, 648-650, 665-683 м и другим, хорошо выделяются зоны, сложенные высокопористыми, ситчатыми известняками, насыщенными нефтью. О нефтеносности перечисленных интервалов свидетельствует отсутствие против них заметных понижений кажущихся сопротивлений на диаграмме стандартного электрического кароттажа. Возможно водоносными в рассматриваемом разрезе могут являться известняки, залегающие в интервале 700-740 м, которые, судя по диаграмме НГК, обладают невысокой сравнительно с перечисленными выше нефтеносными пластами пористостью и по диаграмме электрического кароттажа отмечаются пониженными сопротивлениями.

Пример выделения карбонатных пластов с благоприятными коллекторскими свойствами по данным радиоактивного и электрического кароттажа и оценки их нефтенасыщенности приведен на рис. 2, где изображены кароттажные диаграммы одной из скважин нефтяных месторождений Куйбышевского Заволжья.

Рассматриваемый разрез представлен в основном известняками. Мощный пласт глинистых пород в интервале 775-791 м хорошо выделяется по низким значениям на диаграммах НГК и кажущихся сопротивлений и по высоким показаниям на диаграммах гамма-кароттажа и ПС. Редкие прослои слабоглинистых пород, не являющихся коллекторами, отмечаются по повышенным показаниям на диаграмме ПС и незначительными повышениями на диаграмме гамма-кароттажа.

Пористые неглинистые интервалы, которые могут рассматриваться как коллекторы, отмечаются по низким показаниям НГК в интервалах 752-758, 820-833, 878-887 и 892-895 м. Из указанных интервалов только верхний (752-758 м) является нефтеносным, так как его кажущееся сопротивление довольно высокое. Остальные пласты являются водоносными, о чем свидетельствуют низкие показания, соответствующие этим пластам на диаграмме электрического кароттажа.

Пример выделения по диаграммам электрического и радиоактивного кароттажа карбонатного коллектора внутри контура нефтяной залежи в скважине нефтяного месторождения Соколовая гора (Саратовское Поволжье) изображен на рис. 3.

Нефтеносный пласт в данном случае выделяется по тому же правилу, как и в предыдущем случае: низкие показания ПС и НГК и высокие значения кажущихся сопротивлений (заштрихованная зона на рис. 3 в интервале глубин 1623-1631 м).

Часто стандартный электрический кароттаж не может дать однозначного решения вопроса об удельном сопротивлении пласта. Анализ значительного количества диаграмм БКЗ в карбонатных коллекторах указывает на наличие глубокого проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт, вследствие чего на показания стандартных зондов решающее влияние оказывает сопротивление зоны проникновения. При бурении глинистыми растворами, изготовленными на пресной воде, что обычно имеет место в скважинах месторождений Урало-Волжской нефтеносной провинции, сопротивление зоны проникновения в пластах средней пористости достигает десятков и сотен омметров. Поэтому для более точной оценки удельного сопротивления пласта необходимо пользоваться данными БКЗ или измерениями КС с зондами большой длины (например, с градиент- зондом с АО до 8 м).

Газовый кароттаж

Для решения задачи поисков в карбонатных разрезах продуктивных горизонтов за последнее время значительное развитие получили методы геохимических исследований скважин: газовый и люминесцентный кароттаж.

При помощи указанных методов зафиксировано большое число аномалий повышенных показаний в карбонатных отложениях фаменского возраста в скважинах Куйбышевского Заволжья, Татарии и Западной Башкирии, а также в подольских и каширских известняках северной части Западной Башкирии, юга Молотовского Приуралья и в Куйбышевском Поволжье.

Опробование ряда этих аномалий привело к открытию новых нефтеносных горизонтов. Следует при этом отметить, что из-за несовершенства техники и методики проведения газового кароттажа, а также из-за отсутствия обоснованной методики интерпретации аномалии повышенных газопоказаний нередко ошибочно относятся к пластам непроницаемых плотных пород или водоносным коллекторам.

Поэтому из многочисленных аномалий, обычно отмечаемых на диаграмме газового кароттажа, рекомендуются к опробованию только те, которые имеют благоприятные показания по данным электрического и радиоактивного кароттажа.

Такая методика интерпретации данных газового кароттажа получила повсеместное признание, и благодаря ее применению удается исключить из рассмотрения значительное количество аномалий газового кароттажа, которые могли быть при формальном подходе приписаны непродуктивным пластам. Такой прием позволяет резко сократить число случаев неудачных опробований.

Отметим также, что границы интервала для опробования устанавливаются, как правило, по диаграммам электрического и радиоактивного кароттажа, так как точность определения глубины аномалий повышенных газопоказаний по данным газового кароттажа недостаточна для этой цели.

Микрозонды

Микрозонды применяются для выявления в терригенных разрезах песчаных пластов, обладающих хорошими коллекторскими свойствами.

Применение микрозондов основано на допущении известного факта, что в проницаемых пластах под влиянием избыточного давления происходит фильтрация глинистого раствора, в результате которой на стенке скважины образуется глинистая корка.

Наличие глинистой корки на стенке скважины определяется путем сравнения диаграмм КС, полученных микропотенциал- и градиент-зондами.

Результаты обработки значительного количества диаграмм микрозондов, полученных главным образом в скважинах нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтеносной провинции, позволяют полагать, что при помощи диаграмм сопротивлений, полученных с микрозондами, можно выделять в карбонатных разрезах интервалы с благоприятными коллекторскими свойствами, детально расчленять эти интервалы и выделять в них плотные непроницаемые прослои.

Сопоставление диаграмм измерений диаметра скважин каверномером в карбонатных породах с диаграммами естественных потенциалов (ПС) указывает на наличие соответствия между ними: понижениям на диаграммах ПС, как правило, соответствуют сужения диаметра скважины, обусловленные наличием глинистой корки.

Сужение диаметра скважины против отложений калиновской свиты Бугурусланского района является характерным для пластов известняков и доломитов, обладающих хорошими коллекторскими свойствами. Заметные локальные сужения диаметра скважины, обусловленные образованием глинистой корки, часто отмечаются при интерпретации кавернограмм скважин, полученных в карбонатных коллекторах других районов Волго-Уральской нефтеносной провинции, а также Ферганской долины.

Все это заставляет полагать, что механизм образования глинистой корки в карбонатных пластах такой же, как и в пластах песчаных пород, вследствие чего глинистая корка на стенке скважины свидетельствует о залегании в этом интервале пласта, обладающего повышенными пористостью и проницаемостью. Пласты, на стенке которых глинистая корка отсутствует, не обладают коллекторскими свойствами. Исключение составляет редкий случай, когда пластовое давление высокое, вследствие чего фильтрации глинистого раствора в проницаемый пласт не происходит.

Часто карбонатные коллекторы не отмечаются на кавернограмме заметными сужениями диаметра скважин. Это следует объяснить в первую очередь недостаточной точностью измерений диаметра, получаемой при помощи применяемых нами каверномеров (±2 см), вследствие чего обычно тонкая глинистая корка не отмечается на кавернограмме.

Опыт измерения микрозондами в карбонатных породах показывает, что наличие очень тонкого (порядка нескольких миллиметров) проводящего прослоя между башмаком микрозонда и породой резко снижает измеренную величину кажущихся сопротивлений, особенно при измерениях с микроградиент-зондом.

Благодаря этому создается возможность выделять в мощных, внешне однородных толщах карбонатных пород пласты с хорошими коллекторскими свойствами.

Кажущиеся сопротивления, измеренные с микропотенциал-зондом, при наличии на стенке скважины глинистой корки превышают кажущиеся сопротивления, измеренные микроградиент- зондом. Это обусловлено сравнительно большим радиусом исследования микропотенциал-зонда, вследствие чего на его показания глинистая корка оказывает меньшее влияние чем на микроградиент-зонд.

Поэтому карбонатные коллекторы, как и песчаные, отмечаются положительными приращениями на диаграммах микрозондов.

На рис. 4 изображено сопоставление диаграмм стандартного кароттажа, микрозондов и радиоактивного кароттажа одной из скважин Саратовского Поволжья в части разреза, сложенной известняками каменноугольного возраста. Из этого сопоставления видно следующее.

1.     Зоны, отмечаемые пониженными показаниями кажущихся сопротивлений и положительными приращениями на диаграммах микрозондов, отмечаются в пределах интервалов 560-570, 573-577, 583-590 и 597-599 м.

2.     Указанным зонам соответствуют минимумы ПС и ГК, что свидетельствует об отсутствии примесей глин в карбонатных породах, залегающих в этих интервалах.

3.     Показания НГК в пределах указанных интервалов пониженные, что свидетельствует о повышенной пористости пород, слагающих эти интервалы.

4.     Плотным непроницаемым прослоям, которым на диаграммах микрозондов соответствуют повышенные значения кажущихся сопротивлений, соответствуют, как правило, повышенные значения на кривой ПС, что свидетельствует об их плохой проницаемости.

5.     Диаграммы микрозондов позволяют весьма четко выделить по положительным приращениям пористые проницаемые разности известняков и более точно определить их границы, чем по данным электрического и радиоактивного кароттажа. Благодаря этому в толще в основном непроницаемых пород, залегающих на приведенном рисунке в интервале 606-636 м, можно выделить границы тонких прослоев пористых разностей известняков, о наличии которых можно судить по диаграммам НГК и ПС только качественно.

Проведенная обработка большого количества диаграмм микрозондов скважин районов Саратовского и Сталинградского Поволжья, а также отдельных скважин районов Татарии и сопоставление полученных данных с диаграммами стандартного электрического кароттажа и радиоактивного кароттажа подтверждают выводы, приведенные для описанного типичного случая.

Результаты обработки БКЗ по этим скважинам позволили установить, что зоны, отмечаемые положительными приращениями на диаграммах микрозондов, часто характеризуются наличием проникновения фильтрата бурового раствора в пласт с диаметром зоны проникновения, превышающим диаметр скважины в 4-8 раз и более. В некоторых случаях наличие зоны проникновения по кривым БКЗ не отмечается, что может быть в результате очень глубокого проникновения или же вследствие незначительной пористости пласта.

Полученные результаты комплексной обработки кароттажных диаграмм также показывают, что пласты, отмечаемые на диаграммах микрозондов положительными приращениями, не всегда отмечаются значительными понижениями на диаграммах нейтронного гамма-кароттажа; глинистая корка часто образуется против пластов, пористость которых невелика (порядка 3-7%). По-видимому, такие пласты представлены карбонатными породами, в которых поровое пространство образовано редкой сетью тонких трещин, обеспечивающих достаточно хорошую фильтрацию глинистого раствора в пласт при его незначительной общей пористости.

Упомянем, наконец, что зоны минимумов на диаграммах КС микроградиант-зондов приурочены, к минимальным показаниям на диаграммах гамма-кароттажа, т.е. к интервалам, не содержащим заметных примесей глин.

В заключение остановимся на одном из методов выделения карбонатных коллекторов, привлекающем к себе внимание в течение последних лет. Речь идет о применении метода бурения на глинистом растворе, содержащем добавки радиоактивного изотопа.

Полученные данные свидетельствовали о наличии повышенных показаний против пластов с благоприятными коллекторскими свойствами, что интерпретировалось как результат проникновения активированного раствора в пористые проницаемые пласты карбонатных пород.

Последующие исследования показали, что использовавшийся для этой цели радиоактивный изотоп кобальта (Со60) в глинистом растворе нацело адсорбируется твердыми частицами глины. Поэтому повышенные показания на диаграммах ГК, полученных после бурения скважины на радиоактивном растворе или ее промывки, связаны с образованием глинистой корки на стенке скважины.

В настоящее время этот метод применяется редко, так как микро-зонды являются более удобными и безопасными для индикации глинистой корки: на стенках скважины.

Выводы

1.     Основными для выявления карбонатных коллекторов в разрезах скважин являются методы радиоактивного кароттажа: гамма-кароттажа и нейтронного гамма-кароттажа. Коллекторы выделяются по пониженным показаниям НГК, которым соответствуют низкие значения на диаграммах ГК.

2.     Оценка нефтегазонасыщенности коллекторов, выявленных по данным радиоактивного кароттажа, проводится по их удельному электрическому сопротивлению. Нефтегазоносным коллекторам соответствуют удельные сопротивления, превышающие или имеющие такую же величину, как и вмещающие их плотные породы. Вследствие глубокого проникновения глинистого раствора в карбонатные пласты их удельное сопротивление следует определять по данным боковых кароттажных зондирований или оценивать по диаграммам кажущихся сопротивлений, снятым с длинным градиент-зондом (АО = 8 м и более). Поэтому в скважинах, где электрический кароттаж ограничивается проведением замеров КС и ПС стандартным зондом, в разрезах, сложенных карбонатными породами, следует проводить дополнительные измерения кажущихся сопротивлений длинным градиент-зондом.

3.     Оценку продуктивности карбонатных коллекторов по данным газового кароттажа следует проводить только после сопоставления интервалов повышенных газопоказаний с диаграммами электрического и радиоактивного кароттажа. Опробованию должны подвергаться газокароттажные аномалии, которые соответствуют по данным электрического и радиоактивного кароттажа пластам с благоприятными коллекторскими свойствами.

При этом определение границ интервала для опробования, ввиду неточной привязки глубин по данным газового кароттажа, следует проводить по диаграммам электрического и радиоактивного кароттажа.

4.     Диаграммы микрозондов позволяют по зонам положительных приращений выделять в разрезе карбонатных пород интервалы с благоприятными коллекторскими свойствами. Относительную оценку коллекторских свойств этих интервалов - их пористости и нефтенасыщенности - следует проводить по диаграммам НГК, а также по БКЗ или замерам КС с длинным градиент-зондом. Диаграммы микрозондов в этом случае следует использовать для уточнения границ коллекторов, а также для выделения тонких прослоев пород с хорошими коллекторскими свойствами, залегающими среди мощных пачек непроницаемых пород.

5.     Как показали результаты обработки данных БКЗ, карбонатные коллекторы в подавляющем большинстве случаев характеризуются очень глубоким проникновением фильтрата глинистого раствора в пласт. При наличии достаточно крупных трещин можно предполагать проникновение в пласт не только фильтрата, но и непосредственно глинистого раствора. Это создает надежную закупорку поровых каналов и трещин, соединяющих пласт со скважиной при его опробовании, для устранения которой применяемые методы пулевой и торпедной перфорации совершенно недостаточны.

В связи с этим опробование карбонатных пластов надлежит проводить при помощи мощных кумулятивных перфораторов и торпедирования с последующей кислотной обработкой.

 

Рис. 1. Выделение нефтеносных карбонатных пластов по диаграммам радиоактивного и электрического кароттажа (Ишимбайский район).

 

1 - кривая ГК; 2 - кривая НГК-60; 3 - кривая КС, по лученная с зондом М3А 0,25В; 4 - кривая ПС; 5 - глины; 6 - известняки; 7 - ангидриты; 8 – нефтеносные пласты.

 

Рис. 2. Выделение карбонатных коллекторов и оценка их нефтеносности по данным радиоактивного и электрического кароттажа (Куйбышевское Поволжье).

1 - диаграмма ГК; 2 - диаграмма НГК-60; 3 - диаграмма КС, полученная с зондом В2,5А0,5М; 4 - кривая ПС; 5 - известняк нефтеносный; 6 - известняк глинистый; 7 - глинистая порода; 8 - известняк водоносный; 9 - пористые зоны.

 

Рис. 3. Выделение карбонатного коллектора внутри контура нефтяной залежи (Соколовая гора, Саратовское Поволжье).

1 - кривая ПС; 2 - кривая КС, полученная с зондом М2,5А0,5В; 3 - кривая НГК.

 

Рис. 4. Выделение карбонатных коллекторов по данным стандартного электрического кароттажа, микрозондов и радиоактивного кароттажа (Саратовское Поволжье).

1 - кривая КС, полученная с зондом В2,5А0,25М; 2 - кривая ПС; 3 - кривая КС микропотенциал-зонда А0,05М; 4 - кривая КС микроградиент-зонда M0,025N0,025A; 5 - кривая НГК; 6-кривая ГК; 7 - известняки; 8 - глинистые породы; 9 - зоны положительных приращений.