К оглавлению

О выделении надвиговых зон

Н.Н. БОЛТЫШЕВ

Эксплуатационное и разведочное бурение в районах с интенсивной складчатостью обычно проводится в условиях сложного тектонического строения, часто при наличии тектонических нарушений. Однако даже наиболее крупные тектонические нарушения типа надвиговых разрывов по сути дела в нефтепромысловой практике не изучались совсем или изучение сводилось к ориентировочному установлению их положения в виде геометрической поверхности, а не зоны пород, несущих следы проявления былых тектонических сил. Даже в ряде специальных работ по нефтяной геологии последних лет выделение в разрезе разрывных надвиговых зон в сущности не рассматривается или затрагивается вскользь, например, [6], [9], [10], [12]. Между тем современная практика нефтяной промышленности указывает на необходимость изучения зон тектонических нарушений как для проведения буровых работ, при которых исключительно важно знать хотя бы ориентировочно все зоны, опасные в отношении осложнений при проходке, так и для проектирования скважин.

В 1954 г. автор отмечал, что одним из затруднений при изучении складчатых районов, осложненных надвиговыми нарушениями, является все еще допускаемая в нефтяной практике неопределенность при выделении разрывных зон в разрезе. После интересной работы Л.С. Петрова [11], показавшего возможность составления структурных карт надвиговой поверхности по данным бурения, большой практический интерес представляют работы В.В. Белоусова [1] и В.А. Горина [4], расширяющие представления о разрывных зонах вообще и о надвигах в частности.

Однако в современной литературе до последнего времени отсутствует описание конкретных методов выделения разрывных надвиговых зон по данным бурения и геофизических работ, которые могли бы быть использованы в практике нефтяной промышленности.

Анализ фактических материалов вращательного и частичного ударного (Данные ударного бурения ценны из-за большого количества кернового материала.) бурения скважин по ряду нефтегазоносных складчатых районов Северного Кавказа показал возможность решения такой задачи.

Важнейшим положением, на котором основан описываемый ниже комплексный метод, является тот общеизвестный (факт, что разрывные надвиговые зоны являются зонами деформаций горных пород, трещиноватость в которых сообщает горным породам определенные коллекторские свойства. Для изучения этих свойств возможно привлечение электрокароттажных материалов. Разумеется, что выделение надвиговых разрывов по электрокароттажным данным является следующим этапом после установления факта осложненного залегания пластов методами обычной (например, [5], [12]) и зеркальной [2] корреляции. В случае необходимости трещиноватость должна быть подтверждена отбором керна и изучением признаков естественного проникновения нефти и вод в нарушенную зону. Весьма важно также тщательно изучить аномалии на электрокаротажных диаграммах, увязывающихся с интервалами распространения трещиноватости и данными кавернометрии. При анализе кавернограмм следует иметь в виду, что характер кривых изменения диаметра ствола скважины в зоне естественно деформированных пород может быть не всегда сходным из-за неодинаковой устойчивости в разной степени трещиноватых пород, вскрытых скважиной, из-за проработки скважин перед геофизическими работами и по другим причинам.

Изучение надвиговых зон в песчано-глинистых комплексах ряда нефтегазоносных районов Северного Кавказа показало, что прохождение надвиговых разрывов в ходе ударного и вращательного бурения очень часто сопровождалось: 1) обвалами разной интенсивности, которым иногда сопутствовали газопроявления; 2) поглощениями глинистого раствора от нескольких кубометров до нескольких десятков кубометров, временами с потерей циркуляции; 3) прихватами бурильного инструмента, затруднявшими или делавшими невозможным дальнейшей бурение; 4) недохождением обсадных колонн и летучек до заданных глубин.

При отборе керна из интервалов разрывных надвиговых зон выносились перемятые и трещиноватые породы, иногда брекчиевидные; фаунистические остатки, как правило, были деформированы. В трещинах керна иногда встречались следы естественного проникновения вод, преимущественно в виде отложений кальцита, с разной степенью заполнения, незначительное содержание нефти различной вязкости. Подобные факты в большинстве случаев очень хорошо увязываются со специфическими аномалиями на электрокароттажных кривых и в ряде случаев на кавернограммах.

Несмотря на комплексный подход к задаче, использование электрокароттажных записей и, в частности, кривых СП для выделения разрывных зон требует достаточно надежных сведений о нормальном стратиграфическом разрезе и его электрокаротажной характеристике, так как на кривых СП иногда могут появляться аномалии, связанные с литологическими особенностями пород [5] и осложняющие расшифровку разреза. Применение электрокаротажных диаграмм при определении положения надвиговых разрывных зон, существенно облегчающее работу, основывается на том, что разрывная зона (зона трещиноватости) является коллектором. В наиболее часто встречающемся случае, когда давление столба глинистого раствора больше давления нормального гидростатического столба на глубине залегания разрывной зоны и минерализация глинистого раствора меньше минерализации глубинных вод, возникают более или менее значительные отрицательные аномалии на кривых СП, по которым уже можно определить или уточнить границы разрывных зон, как границ коллектора по общеизвестной методике (например, [5]).

Практический пример выделения разрывной надвиговой зоны в наиболее благоприятном случае прохождения разрыва в одновозрастной и в основном литологически однородной толще дан на рис. 1, где по комплексу геологических и геофизических данных отмечается прохождение основной разрывной зоны в интервале 783-836,5 м. Кривые ρк и СП в зоне разрыва отмечаются характерными аномалиями, вызванными поглотительными способностями трещиноватых пород.

Анализ качественных материалов бокового электрического зондирования (БЭЗ) позволил выявить проникновение бурового раствора в трещиноватые разрывные зоны, что хорошо увязывается с непосредственными наблюдениями при бурении. Видимые мощности надвиговых зон во всех изучавшихся случаях значительно превышали размеры градиент-зондов, применявшихся при электрокаротаже, а это с учетом довольно однородного характера нарушенных пород и сравнительно плавной конфигурации кривых ρ_к позволило применить рекомендуемое для таких случаев (например, [6]) построение кривых зондирования для разрывных надвиговых зон по оптимальным значениям кажущихся сопротивлений, что при малых значениях ρ_K дало непосредственно фактические кривые БЭЗ (например, [7], [8]).

Конкретные примеры фактических кривых бокового электрического градиент-зондирования для двух случаев выделения надвиговых разрывов в скв. 2 и 9 приведены на рис. 2. Для построения этих кривых использованы данные, содержащиеся в таблице, где L - размер зонда в м; d₀- среднее значение фактического диаметра ствола скважины (в м), находимое по кавернометрическим данным по способу, рекомендованному в [5]; ρ_0l - удельное электрическое сопротивление бурового раствора на глубине залегания разрывной зоны, которое определялось по формуле, рекомендованной в [5], с обычным допущением для этих случаев, что α_t - 0,026; ρ₀₁₈ - удельное электрическое сопротивление бурового раствора при температуре 18°; t_H - фактическая температура в °С в средней части разрывной зоны, определявшаяся электротермометром непосредственно перед проведением БЭЗ.

Сопоставление полученных фактических кривых бокового электрического градиент-зондирования с теоретическими кривыми градиент-зондов по методике, рекомендованной в [5], указывает на понижающее проникновение бурового раствора для анализируемых случаев.

Целесообразно выделять как основные разрывные надвиговые зоны (например, интервал 783 м - 836,5 м скв. 2, рис. 1), так и второстепенные, сопровождающие основные (например, интервал 755 м - 783 м скв. 2, рис. 1).

Подобная картина наблюдается и по другим изучавшимся нами районам. Это указывает на то, что надвиговые разрывы в песчано-глинистых отложениях представляют собой целые зоны нарушений с истинными мощностями до нескольких десятков метров, а не элементарные поверхности. Однако это обстоятельство до последнего времени в нефтяной практике не учитывалось и при проектировании поднадвиговых скважин рассматривалась лишь одна точка пересечения скважиной «поверхности надвига» (см., например, [10]). В действительности же (рис. 3) таких точек, соответствующих границам разрывной надвиговой зоны, при графических построениях должно быть минимум две (точки А, Б, и А', Б'). Примером практического применения выделения разрывных надвиговых зон является геологический профиль на рис. 4, где приведены построение по старой методике изображения надвига, выполненное одной из нефтяных организаций Северного Кавказа, и уточнение построения на основании новой методики определения разрывных надвиговых зон. Такое уточнение позволило правильнее определить как общегеологическое строение, так и положение нефтеносных горизонтов, подтверждаемое данными других соседних скважин.

Использование новых данных и уточнение ранее имевшихся представлений о надвиговых разрывах могут значительно помочь объяснению формирования ряда нефтяных и газовых залежей складчатых районов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Белоусов В.В. Тектонические разрывы, их типы и механизм образования. Труды Геофизического института АН СССР, № 17 (144). Изд. АН СССР, 1952.

2. Болтышев Н.Н. Зеркальный метод корреляции электрокаротажных диаграмм. Нефт. хоз., № 9, 1954.

3. Горин В.А. Роль тектонических нарушений при распределении нефти в отложениях Апшеронского полуострова. АНХ, № 8, 1940.

4. Горин В.А. О явлениях, сопровождающих разрывные нарушения. АНХ, № 5, 1955.

5. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин (с приложением). Гостоптехиздат, 1955.

6. Искендеров М.А. Нефтепромысловая геология и разработка нефтяных месторождений. Азнефтеиздат, 1956.

7. Итенберг С.С. Нефтепромысловая геофизика для геологов. Гостоптехиздат, 1951.

8. Комаров С.Г. Каротаж по методу сопротивлений. Гостоптехиздат, 1950.

9. Косыгин Ю.А. Основы тектоники нефтеносных областей. Гостоптехиздат, 1952.

10. Коцарев Ю.П. Опыт разведки и разработки крутопоставленных пластов. Грозненское книжное изд-во, 1953

11. Петров Л.С. Структурная карта надвиговой поверхности Вознесенского нефтеносного района. Труды НГРИ, сер. Б, вып. 26. ОНТИ, 1932.

12. Фурман И.Я. Геологические построения по данным бурения. Азнефтеиздат, 1948.

ГрозНИИ

Таблица

№ скважин	2				9
Зонды	В0,25 А1М	В0,25А2М	В0,5А4М	В1А8М	В0,05А0,25М	В0,25А1М	В0,25А2М	В0.5А4М	В1А8М
L, м	1,12	2,12	4,25	8,5	0,27	1,12	2,12	4,25	8.50
ρк. опт, Омм	2,9	3,0	2,8	2,45	3,0	2,7	2,5	2,9	3.0
d0, м	0,275				0,248
ρ0t, омм	2,07				2,85
ρ018 омм	3,17				4,07
tH °С	38,6				34,7

Рис. 1. Пример выделения разрывных надвиговых зон по кривой СП (скв. 2).

Рис. 2.

1 - интерпретируемая кривая БЭЗ; 2 - теоретические кривые палетки БЭ3 Iб-ГЗ.

Рис. 3.

Рис. 4. Геологический профиль через скв. 1-4.

1 - песчаники; 2 - нефтеносные песчаники; 3 - границы пластов при старом изображении разрыва; 4 - надвиг (в старом изображении); 5 - основная надвиговая разрывная зона (в новом изображении); 6 - второстепенная разрывная зона; 7 - репер стратиграфический.