О некоторых возможностях газового каротажа после бурения
М.Ш. МОДЕЛЕВСКИЙ, В.И. ШЕПТУНОВ
В Верхне-Печорском районе (Коми АССР) промышленная нефтегазоносность связана в основном с мощной (около 500 м) толщей терригенных и терригенно-карбонатных отложений, относимых в настоящее время к турне-нижневизейскому возрасту. Продуктивные отложения представляют собой частое переслаивание различной мощности пластов и пропластков песчаников, алевролитов и аргиллитов в нижней части и известняков, песчаников, алевролитов и аргиллитов в верхней части.
Вся эта толща в настоящее время подразделяется на пять пачек, из которых нижние две (IV и V) выделяются довольно условно, ибо сильная фациальная изменчивость, крайне прихотливое поведение отдельных песчаных прослоев, выклинивание их на коротких расстояниях и замещение алевролитами очень затрудняют корреляцию разреза и прослеживание тех или иных горизонтов даже в соседних скважинах. В значительной степени это относится и к верхней части терригенной толщи.
В связи с указанным обстоятельствам коллекторские свойства продуктивных песчаников и без того сравнительно невысокие еще более ухудшаются за счет резкого изменения по площади. Пористость песчаников, с которыми связана, промышленная нефтегазоносность, колеблется от 2-3 до 15% и как и проницаемость значительно изменяется на коротких расстояниях.
При отсутствии достаточного количества кернового материала столь широкие колебания пористости зачастую затрудняют однозначное решение вопроса о возможной продуктивности песчаников по удельному сопротивлению, определенному по данным электрокаротажа (БКЗ). Это привело в ряде случаев к неоправданным затратам на спуск эксплуатационных колонн и опробование водоносных объектов, а возможно, и к пропуску некоторых продуктивных горизонтов. Так, в ряде скважин при удельных сопротивлениях (определенных по БКЗ) около 50 омм при опробовании была получена минерализованная вода, в других же скважинах при удельных сопротивлениях около 10 ом м были получены фонтаны легкой безводной нефти или газа. Не вдаваясь глубоко в анализ причин ошибочности этих заключений по БКЗ, необходимо все же отметить, что одним из основных факторов в данном случае, видимо, является непрямой характер зависимости удельного сопротивления пористых пород от характера насыщающего их флюида и большое влияние степени пористости. Предложенная инженером базы промысловой геофизики треста Войвожнефтегазразведка В.И. Сливковым (1957) для Верхне-Печорского района методика уточненной обработки БКЗ с учетом относительной пористости при всей своей прогрессивности все же не может помочь окончательно решить этот вопрос в силу несовершенства самой методики и в связи с затрудненностью точного определения пористости по электрокаротажным данным.
В этих условиях одним из решающих критериев при определении возможно продуктивных объектов и рекомендации их к опробованию является наличие повышенных газопоказаний раствора, фиксируемых в процессе бурения методом газового Каротажа.
В последние годы газовый каротаж нашел широкое применение на территории Юго-Восточного Притиманья и оказал существенную помощь ухтинским геологам в выявлении новых нефтяных и газовых горизонтов. Особенно это относится к основной разведочной площади района Джебол, где в течение 1956-1958 гг. был открыт и опробован ряд нефтегазоносных горизонтов (скв. 1, 3, 26, 28, 33, Северный Джебол и др.) в основном по данным газового каротажа, ибо электрокаротаж в ряде случаев давал здесь неудовлетворительные показания.
Газовый каротаж в Верхне-Печорском районе зарекомендовал себя как единственный метод, дающий в карбонатных отложениях возможность прямо судить о наличии продуктивных горизонтов, так как электрокаротаж не дает в указанных отложениях удовлетворительных результатов. Так, в скв. 7 Южный Джебол (рис. 1) по данным электрокаротажа артинских отложений трудно было судить об их перспективности. По газовому каротажу в этих отложениях был выделен газоносный пласт в интервале 872-883 м, что подтвердилось выбросом газа из указанного интервала. В ряде скважин повышенные (свыше 4% по сумме углеводородов) газопоказания были отмечены в известняках верхнего девона (данково-лебедянские слои ?). В скв. 28 Северный Джебол из этого интервала, рекомендованного к опробованию по данным газового каротажа, был получен непромышленный приток тяжелой нефти.
Из изложенного видно, что метод газового каротажа с успехом применяется в Верхне-Печорском районе для выявления нефтегазоносных горизонтов. Ограниченное число газокаротажных отрядов не дает возможности охватить все разведочные скважины этим видом исследований, а это крайне необходимо, иначе возможно продуктивные горизонты могут быть пропущены.
При проведении газового каротажа во многих скважинах было замечено сильное последующее влияние ранее пройденных продуктивных горизонтов. Это навело на мысль о возможности проведения газового каротажа после бурения, при проработке скважины под спуск эксплуатационной или технической колонны (в дальнейшем мы будем называть этот метод «окончательным газовым каротажем» - ОГК). Опытные работы по газовому каротажу после бурения проводились еще в 1947-1948 гг. Е.М. Геллером и Г.А. Могилевским, в 1952 г. - сотрудниками лаборатории газового каротажа НИИГГР Б. В. Владимировым и Л.А. Галкиным. С 1956 г. подобные работы с успехом проводились в Иркутске и Саратове, однако широкого распространения этот метод до сих пор не получил и практически применяется в настоящее время только в Верхне-Печорском районе Коми АССР, где специально для проведения ОГК создан «летучий» газокаротажный отряд, обслуживающий все разведочные скважины, не охваченные газовым каротажем в процессе бурения.
Окончательный газовый каротаж проводился в Верхне-Печорском районе следующим образом. После окончания бурения скважина на некоторое время (обычно на 2-3 суток) останавливалась, затем инструмент спускали до интересующей глубины, устанавливаемой либо по электрокаротажу, либо по данным ближайших скважин, керну, шламу и т. п. Далее начиналась промывка скважины с непрерывным наблюдением за газосодержанием поступающего из нее раствора. После окончания цикла инструмент наращивался и спускался до следующего подлежащего исследованию интервала.
В ряде скважин ОГК проводился также и в опытном порядке, т.е. совместно с обычным газовым каротажем при бурении. Как правило, данные ОГК показали хорошую сходимость с данными обычного газового каротажа. Так, в скв. 26 Северный Джебол интервалы с повышенными газопоказаниями, которые отбились при газокаротаже во время бурения (1108-1116 и 1129-1138 м), повторялись и при ОГК (рис. 2). При опробовании нижнего интервала был получен мощный фонтан легкой нефти. В скв. 24 Северный Джебол ОГК проводился дважды, и в обоих случаях интервал 1960-2080 м охарактеризовался повышенными газопоказаниями, что также указывает на стабильный характер последних (рис. 3).
В скв. 33 Северный Джебол газовый каротаж проводился в процессе бурения с глубины 1172 м.
При этом были выделены два интервала с повышенными газопоказаниями (1181-1183 и 1206-1210 м) (рис. 4). Однако по данным соседней скважины большой интерес представлял вышележащий интервал (1152-1174 м), не охваченный газовым каротажем. По данным ОГК, указанный интервал выделился повышенными значениями газопоказаний (свыше 6 %). Отбились также и нижние интервалы, выделенные в процессе бурения обычным газокаротажем (интервал 1181-1183 м общей аномалией с вышележащим интервалом, интервал 1206-1210 м самостоятельной аномалией). Опробование подтвердило заключение по ОГК - из интервала 1152-1174 м был получен фонтан легкой нефти (остальные два интервала не опробовались). В скв. 28 Северный Джебол по данным ОГК также отчетливо отбились повышенными газопоказаниями интервалы, выделенные обычным газовым каротажем при бурении.
Таким образом, окончательный газовый каротаж во всех описанных случаях подтвердил интервалы, рекомендованные к опробованию по данным электрокаротажа, а в ряде скважин дал возможность выделить продуктивные горизонты, охарактеризованные электрокаротажем отрицательно или не выделявшиеся вовсе (скв. 26 и 28, Северный Джебол).
Из сказанного следует, что окончательный газовый каротаж, проводимый после окончания бурения скважины, открывает широкие возможности для комплексного применения геохимических и геофизических исследований в скважинах. При этом значительно сокращаются затраты средств и времени. Самое же главное возможно осуществлять полный охват всех разведочных (а если окажется необходимым, то и эксплуатационных) скважин газовым каротажем - в настоящее время единственным прямым методом, непосредственно указывающим на наличие скоплений углеводородов в пласте в описываемом районе.
На определенной стадии изученности района, когда уже известны основные закономерности залегания нефти и газа в разрезе и по площади, а также для получения ориентировочных данных в новых районах нами предлагается наряду с обычным газовым каротажем широко применять ОГК скважин, выходящих из бурения (в том числе и не имевших обычного газового каротажа). При этом ОГК следует производить через 2-3 суток (для каждого района это время должно быть определено опытным путем) после окончательного электрокаротажа (или БКЗ) в этих скважинах. Указанный промежуток времени обычно используется на доставку данных БКЗ в промыслово-геофизические базы и на их обработку. К этому же времени выдачи рекомендаций на опробование могут быть доставлены и данные ОГК (при средней глубине скважин порядка 1500-2000 м и при наличии 5-6 объектов на проведение ОГК требуется не более 8-10 час.).
Большую помощь при проведении ОГК может оказать раздельный анализ газа (хроматермография), с успехом применяющийся в настоящее время при газовом каротаже бурящихся скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Юровский Ю.М. Газовый каротаж скважин. Гостоптехиздат, 1957.
2. Кремс А.Я., Григорьев Г.Г., Медведев А.С. Опыт применения геохимических исследований для поисков залежей нефти и газа в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне. ННТ, сер. геол., № 6, 1958.
Трест Войвожнефтегазразведка
Рис. 1. Скв. 7 Южный Джебол.
1 - глины и глинистые сланцы; 2 -доломиты; 3 - известняки; 4 - известняки глинистые.
Рис. 2. Скв. 26 Северный Джебол. При опробовании интервала 1129-1138 м был получен фонтан легкой нефти.
Рис. 3. Скв. 24 Северный Джебол.
Рис. 4. Скв. 33 Северный Джебол.
1 - глины; 2- песчаники; 3 - алевролиты. При опробовании интервала 1152-1174 м был получен приток нефти промышленного значения.