Применение микрозондов для выделения пористых пластов в карбонатных тложениях месторождений Западной Башкирии
Г.Н. НЕСТЕРЕНКО, Е.А. НЕЙМАН
На месторождениях Западной Башкирии карбонатные отложения верхнего девона все больше привлекают внимание нефтеразведчиков. Интерес к этим отложениям особенно возрос после того, как в начале 1957 г. была получена промышленная нефть из известняков верхнего девона в скв. 315.
Разрезы скважин, представленные карбонатными породами, имеют ряд особенностей, которые затрудняют их изучение стандартными электрическими методами. В частности, весьма сложно в этих разрезах выделить и установить точные границы проницаемых и пористых пластов, которые могут содержать нефть или газ.
На рис. 1 приведены диаграммы различных геофизических методов исследования скважин, характеризующие один из интервалов карбонатного разреза.
Основой для выделения пористых пород в песчано-глинистых отложениях служит кривая СП, если сопротивление бурового раствора не слишком низко. Однако в карбонатных породах использование кривой СП менее эффективно, что связано главным образом с высокими удельными электрическими сопротивлениями пород, вмещающих пористые пласты. В этих условиях последовательность проницаемых пористых пластов, перемежающихся непроницаемыми породами высокого сопротивления, отмечается на диаграмме СП общей отрицательной аномалией, которая не дает возможности установить наличие непроницаемых пород в данном интервале (например, интервал 1329-1355 м на рис. 1). При одиночном залегании проницаемого пористого пласта аномалия на кривой СП выходит далеко за его пределы, что затрудняет определение положения границ пласта и его мощности (например, пласт в интервале 1377-1379 м).
Исследование скважин нейтронным гамма-методом (НГМ) позволяет в интервалах, отмечаемых общими отрицательными аномалиями СП, выделить относительно более пористые породы по уменьшению интенсивности вторичного гамма-излучения, что обусловлено повышенным содержанием в них водорода (например, интервалы 1347-1352 и 1438-1447 м).
По естественной гамма-активности карбонатные породы весьма слабо дифференцированы, вследствие чего кривая ГМ мало помогает выделению пористых разностей.
Наиболее эффективным при решении задачи выделения пористых и проницаемых пластов в карбонатных отложениях верхнего девона оказался метод микрозондов, который в последние годы успешно применялся на месторождениях Западной Башкирии, главным образом для выделения и изучения песчаных коллекторов.
При микрозондировании разрез скважин исследуется одновременно двумя зондами очень малого размера: градиент-зондом длиной 3-3,75 см и потенциал-зондом длиной 4-5 см. Электроды этих зондов вмонтированы в изоляционную пластину (обычно резиновую), которая при помощи пружины прижимается к стенке скважины, благодаря чему почти полностью исключается влияние бурового раствора. Глубина исследования пород микропотенциал-зондом больше, чем микроградиент-зондом, однако порода, расположенная на расстоянии более чем 8-10 см от электродной пластины, практически уже не влияет на величины кажущихся сопротивлений, измеряемых как тем, так и другим зондом. Последнее утверждение справедливо при условии, что второй измерительный электрод микропотенциал-зонда расположен вблизи электродной пластины, т.е. что измерения производятся не идеальным микропотенциал-зондом. На практике при использовании трёхжильного кабеля величина ρкп, соответствующая не идеальному микропотенциал-зонду, определяется отклонением кривой идеального микропотенциал-зонда (сплошные линии на рис. 1 и 2) от кривой 0,4-м идеального потенциал-зонда.
Непроницаемые породы высокого сопротивления (например, плотные известняки) отмечаются на диаграммах микрозондов изрезанными участками кривых и высокими значениями кажущихся сопротивлений (превышающими удельное сопротивление бурового раствора более чем в 15 раз). Расхождения между величиной ρкп, измеряемой микропотенциал-зондом, и ρк, измеряемой микроградиент-зондом, могут быть любого знака в зависимости от толщины пленки бурового раствора, остающейся между электродной пластиной и породой, и от наличия и толщины весьма неглубокого слоя в породе, из которого пластовые высокоминерализованные воды выщелочены пресной водой бурового раствора.
Непроницаемые породы низкого сопротивления (например, глины) характеризуются значениями ρкп и ρкг, близкими друг к другу и к истинному удельному сопротивлению данной породы, если каверны невелики и электродная пластина прижимается к стенке скважины. При наличии больших каверн, когда электродная пластина находится на значительном расстоянии от стенок скважины, ρкп и ρкг примерно равны сопротивлению бурового раствора.
Обнаружение проницаемых пористых пород по диаграммам микрозонда основано на том, что против таких пород в результате проникновения фильтрата бурового раствора на стенках скважины образуется глинистая корка. Ее удельное сопротивление ρгк близко к удельному сопротивлению ρ0 бурового раствора, а толщина колеблется обычно в пределах 0,5-2 см.
Фильтрат бурового раствора, удельное сопротивление которого также близко к 0, вытесняет из зоны пласта, исследуемой микрозондом, практически всю пластовую воду, если пласт водоносен, или значительную часть нефти из нефтеносного пласта. Вследствие этого удельное сопротивление среды, расположенной за глинистой коркой, в водоносных и тем более в нефтеносных пластах оказывается значительно выше (не менее чем в 8- 10 раз) сопротивления глинистой корки.
Таким образом, если электродная пластина микрозонда находится против проницаемого и пористого пласта, то:
1) из-за влияния глинистой корки кажущееся сопротивление регистрируемое микроградиент-зондом, не может превышать удельное сопротивление бурового раствора более чем в 5-7 раз;
2) кажущееся сопротивление ρкп, регистрируемое микропотенциал-зондом, выше, чем ρкг регистрируемое микроградиент-зондом, поскольку на величину ρкп среда более высокого сопротивления, расположенная за глинистой коркой, оказывает большее влияние, чем на величину ρкг.
В большинстве случаев указанные два признака позволяют однозначно выделить в разрезе скважины проницаемые интервалы.
Нарушения этого правила возможны при следующих условиях:
а) если глубина проникновения фильтрата бурового раствора в проницаемый водоносный пласт меньше глубины исследования пород микрозондом; тогда величина может оказаться близкой к или даже меньше ее; в этом случае наличие пористого проницаемого пласта можно установить по отрицательной аномалии кривой СП и отсутствию в данном интервале глубин каверн;
б) если между электродной пластиной и непроницаемой породой остается слой бурового раствора толщиной 2-5 см, что возможно при прохождении зондом небольшой каверны; в этом случае величины ρкп и ρкг будут соответствовать признакам пористого проницаемого пласта (например, интервал 1379-1380 м на рис. 2); подобные интервалы можно легко исключить из числа проницаемых путем сопоставления диаграмм микрозонда с кавернограммой и кривой СП.
На рис. 1 и 2 в колонках, расположенных рядом с диаграммами микрозондов, пористые проницаемые участки, выделенные на основании описанных признаков, заштрихованы.
В одной из скважин электрические исследования были проведены сначала при удельном сопротивлении бурового раствора 0,3 омм (рис, 2а), а затем около 1,5 омм (рис, 2б). Четкость кривой СП при замене соленого раствора пресным несколько увеличилась, но не стала все же достаточной для расчленения разреза по проницаемости без кривых микрозондирования. Между тем на диаграммах микрозондов проницаемые пласты достаточно четко выделяются по превышению значений над как при высоком, так и при низком сопротивлении бурового раствора.
Большее повышение значений ρкг по сравнению с ρкп против непроницаемых пород можно объяснить образованием после смены раствора на границе этих пород со скважиной весьма тонкого опресненного слоя.
Диаграммы, представленные на рис. 2, показывают, что для получения качественных кривых микрозондирования в карбонатных отложениях нет необходимости повышать удельное сопротивление бурового раствора, по крайней мере если оно не ниже 0,3 ом м.
Диаграммы метода кажущихся сопротивлений помогают установить вероятность нефтеносности того или иного пористого пласта путем оценки его истинного удельного электрического сопротивления, особенно если мощность этого пласта позволяет провести интерпретацию бокового электрического зондирования. В некоторых случаях первый вывод о нефтеносности пласта может быть сделан путем сопоставления кривых, записанных зондами различных размеров, без использования палеток бокового электрического зондирования. Если кажущееся сопротивление проницаемого пласта с увеличением размеров зондов растет, то пласт, по-видимому, нефтеносен и, наоборот, если уменьшается, то пласт водоносен.
Из рассмотренных примеров и материалов по другим скважинам можно сделать следующие выводы.
1. Микрозондирование помогает обнаруживать проницаемые пористые пласты в карбонатном разрезе и точно определять их границы.
2. Критериями для различения проницаемых пористых пород и плотных пород высокого сопротивления служат:
а) отношения величин кажущихся сопротивлений, отмечаемых по обеим кривым микрозонда, к величине удельного сопротивления бурового раствора;
б) расхождение между кривыми.
Если кажущиеся сопротивления, отмеченные на обеих кривых, превышают сопротивление бурового раствора более чем в 10-15 раз, то породы непроницаемые независимо от того, каким зондом отмечается большее сопротивление.
Если величина кажущегося сопротивления, регистрируемого микроградиент-зондом, ниже, чем кажущееся сопротивление, измеренное микропотенциал-зондом, и не превышает сопротивление бурового раствора более чем в 5-7 раз, то пласт проницаемый, пористый.
Опыт применения микрозондов промыслово-геофизической службой Западной Башкирии еще раз показывает настоятельную необходимость широкого использования этого метода для детализации литологических разрезов скважин и в первую очередь для выделения пористых проницаемых пластов в карбонатных породах. Волго-Уральский фил. ВНИИгеофизики, МНИ
Рис. 1. Диаграммы геофизических методов исследования скважин, зарегистрированные в карбонатном разрезе.
Микрозонды: 1 - А0,05М2; 2 - А0,025М10,025М2; 3 - зонд A0,4N.
Рис. 2а. Диаграммы стандартной электрометрии и микрозондов, зарегистрированные в карбонатном разрезе при удельном сопротивлении бурового раствора ρ0 = 0,3 ом м.
Микрозонды: 1-А0,04М2; 2-A0,02M10,02M2 3 – зонд A0,4N.
Рис. 2б. То же при удельном сопротивлении бурового раствора ρ0=l,5 ом м.
