К оглавлению

К оценке литологического состава терригенных нижнемеловых отложений Прикумского района

Д.А. САШОНЦЕВ, И.М. ТАНАСЕВИЧ

На структурах Прикумского района (Озек-Суат, Зимняя Ставка, Величаевка), помимо ранее установленной промышленной нефтеносности отложений верхней части юры, XIII пласта нижнего мела (Сr₁ⁿ) и палеогена (Pg₃^mk), выявлены также промышленные скопления нефти в IX пласте (С₁ⁿ) и в нижней части юрских отложений. Перспективными в отношении нефтегазоносности можно считать и отдельные горизонты апта (Cr₁^apt) и альба (Cr₁^alb), которые имеют в Прикумском районе хорошие коллекторские свойства, а на Промысловой площади промышленно нефтегазоносны.

Структурные планы нижнемеловых отложений Прикумского района благодаря четкой корреляции разрезов скважин по диаграммам промыслово-геофизических исследований устанавливаются вполне определенно.

Литологические свойства их значительно меняются по площади. Одним из простых способов оценки изменения литологии терригенных отложений по площади является сравнение амплитуд кривой собственной поляризации (СП) против отдельных пластов [1]. Однако использованию амплитуд СП для указанных целей обычно препятствует трудность учета различных факторов (изменение минерализации пластовых вод, малая мощность отдельных пластов и т.д.), осложняющих выявление зависимости амплитуд СП от параметров гранулометрического состава.

Особенно сильное влияние на форму кривой СП оказывает изменение соотношения минерализации пластовых вод и бурового раствора по разрезу скважин и по площади структуры.

В то же время кривые естественной радиоактивности пород (ГК) практически оказываются нечувствительными к изменению концентрации солей в жидкостях, насыщающих буровой раствор и пласт [2], что в случае значительной изменчивости минерализации пластовых вод в разрезе при незначительных относительных изменениях их радиоактивности, по-видимому, выдвигает на первое место метод ГК для установления изменения литологического состава отдельных пластов по площади. В терригенных отложениях Прикумского района, как будет показано ниже, соотношение минерализации пластовых вод и бурового раствора сохраняется примерно постоянным, что позволяет в данном случае в целях изучения изменения литологического состава пород по площади использовать в основном кривые СП. Влияние на кривые СП вышеуказанных факторов выявили путем сопоставления кривых СП и ГК в пределах терригенной толщи апт-альбских отложений при помощи предварительно составленных по различным направлениям Озек-Суатской структуры корреляционных схем [6].

В пределах рассматриваемой толщи наблюдается качественная прямая зависимость между относительными амплитудами кривой гамма-каротажа (ΔIγ') горных пород и потенциалами их собственной поляризации (ΔUсп'), т.е. максимальным значениям ΔIγ' соответствуют наибольшие положительные значения ΔUсп' (рис. 1). Значительный разброс точек показывает, что эта зависимость осложняется. Последнее можно объяснить присутствием в разрезе карбонатного цемента, по-разному влияющего на амплитуды ГК и СП, и примесей к основному составу пород с повышенной гамма-активностью (например, глауконита). Результаты сопоставления кривых ГК и СП позволяют предположить, что изменение минерализации пластовых вод по вертикали разреза незначительно в пределах всей площади, охватываемой структурами Зимняя Ставка, Озек-Суат, Величаевка, Камыш-Бурун, Ачикулак. Для проверки этого предположения сопоставили кривые ГК и СП с кривыми гранулометрического coстава терригенных пород апта и альба [6, рис. 2], в результате чего выяснилось совпадение их общей формы (особенно с кривой глинистого состава) в альбских отложениях. В аптских отложениях такого четкого совпадения кривых ГК и СП с фракционным составом пород не отмечается. Для выяснения причины этого несоответсвия были построены графики зависимости относительной амплитуды СП от процентного содержания глинистых (pl), алевритовых (аl) и песчаных частиц (ps), в которых учтена возможность изменения гранулометрического состава пород по площади (амплитуда СП отсчитывалась непосредственно против интервала отбора исследованного керна). Для уменьшения влияния изменения параметров бурового раствора от скважины к скважине на амплитуды СП последние были отнесены к амплитуде СП против песчаного II пласта, который имеет большую мощность и относительно лучше других пластов выдержан по площади в литологическом отношении. За начало отсчета амплитуд СП принят пласт глины в кровле IV пласта.

На рис. 2 хорошо видна зависимость относительных амплитуд СП (ΔUсп') от изменения всего гранулометрического состава (pl, al, ps) фракций терригенных аптских и альбских отложений. Положение кружков на абсциссе определяется процентным содержанием в породе алевритовой (al) фракции; величина сектора кружка, залитого черной тушью, показывает процентное содержание в породе пелитовой фракции (pl), а красная линия - среднее процентное содержание в породе псаммитовой (ps) фракции.

По фракционному составу и относительным амплитудам СП выделяются три зоны: нижняя - с преобладанием в породе глинистых фракций (pl от 90 до 45%, ΔUсп' от 0 до 0,18), средняя - с преобладанием в породе алевритовых фракций (al от 70 до 45%, ΔUсп' от 0,18 до 0,8) и верхняя - с наибольшим содержанием в породе псаммитовых фракций (ps от 45 до 95%, ΔUсп' от 0,8 до 1,1). Следовательно, породы преимущественно глинистого состава отмечаются минимальными значениями ΔUсп', алевритового - средними и песчаного - максимальными.

Сопоставление также показывает, что данные породы по своему составу при переходе от глин к алевролитам и пескам становятся не только более грубозернистыми, но и лучше отсортированными (например, при переходе от алевролитов к пескам в породе уменьшается процентное содержание как алевритовых, так и глинистых фракций). Такая закономерность позволяет сделать вывод, что данные породы, отмечаемые наибольшими относительными амплитудами СП, имеют лучшие коллекторские свойства.

Для уточнения связи относительных амплитуд СП с дисперсностью терригенных пород была изучена зависимость ΔUсп' от показателя дисперсности - от удельной поверхности пород (Sуд).

Для подсчетов использовали данные анализов образцов из пластов мощностью более 3 м (по диаграммам СП). Определение пористости производили в лаборатории треста Грознефтеразведка. Результаты вычислений и определений по диаграммам приведены на рис. 3.

Внешний вид полученной зависимости указывает на существование прямолинейной связи между ΔUсп' и S_уд.

Обработка полученных данных методами математической статистики [4] подтвердила существование несомненной прямолинейной связи между этими величинами (коэффициент корреляции r=0,9). Это показывает, что несовпадение общего хода кривых СП и ГК с фракционным составом пород аптских отложений на сводном графике [6, рис. 2] объясняется значительными изменениями литологического состава этих пород по площади.

Для оценки изменений нами были построены карты относительных амплитуд СП по различным горизонтам неокома, апта и альба. При рассмотрении карты по пласту IXб (рис. 4) видно, что наибольшая песчанистость пласта на северо-западном погружении Озек-Суатской структуры. В эту зону попадают также отдельные скважины в районах Зимней Ставки и Величаевки.

Для выяснения положения зон, в которых пласты имеют относительно лучшие коллекторские свойства и находятся в благоприятных структурных условиях, названные карты сопоставлялись с их структурными планами.

Установление таких зон позволило дать конкретные рекомендации по испытанию отдельных пластов в аптских и альбских отложениях на структурах Озек-Суата, Величаевки и Зимней Ставки. Кроме того, по ряду пластов нижнего мела удалось с помощью карт относительных амплитуд подметить изменение гранулометрического состава пород в общем плане. Так, например, на карте по IX пласту (см. рис. 4) намечается общая тенденция к увеличению относительных амплитуд СП, а, следовательно, и песчанистости с юго-запада на северо-восток, по линии Камыш-Бурун - Зимняя Ставка, со значительными осложнениями в пределах Озек-Суатского поднятия. На основании изложенного можно сделать выводы, справедливые для терригенных отложений аптского и альбского возрастов указанных выше площадей Прикумского района.

Главным фактором, влияющим на величину относительной амплитуды СП, является гранулометрический состав породы. Он позволяет по изменениям относительных амплитуд СП выяснить места наибольшей песчанистости я лучшей отсортированности терригенного материала пластов, а тем самым намечать площади с относительно лучшими коллекторскими свойствами.

Минерализация пластовых вод отложений апта и альба как по площади, так и по вертикали разреза относительно постоянна. Это обстоятельство облегчает использование метода СП для определения различных коллекторских свойств пород [1, 7].

Установленные графиками (см. рис. 2) зависимости позволяют по относительным амплитудам СП приблизительно оценивать гранулометрический состав породы.

Существует и возможность оценки проницаемости пород по формуле

где Sуд - удельная поверхность породы; m - коэффициент пористости породы; Кпр - коэффициент проницаемости породы; С - коэффициент, зависящий от отсортированности частиц породы. Нами принят С - 4530, как для хорошо отсортированных песчаников; это значение С использовано для всех вычислений Кпр по скважинам Озек-Суата в таблице.

№ скв.	Интервал отбора	ΔUсп/ΔUсп'II	Sуд, cм^2/см^3	Определения по керну		Вычисленные значения Кпр, миллидарси
				m, %	Кпр, миллидарси
1	2088-2692	30,5	870	22,5	687	30,4
1	2747-2750	100	190	26,5	1220	967
3	2810-2815	4,2	2420	15,4	0	1,17
3	2900-2905	20,8	2030	10,2	0,07	0,47
3	2922-2927	11,5	2250	9,0	0,07	0,27
3	2635-2639	91,8	380	21,1	3306	121
3	2635-2639	91,8	380	19,0	213	88,6
3	2749-2754	93,8	330	23,9	587	235
5	2700-2703	87,3	480	17,7	90	45,2
5	2779-2784	84,7	840	21,8	89,3	66,9
5	3000-3003	9,0	2300	6,4	0	0,09
8	2778-2780	98,0	230	12,4	28,4	67,9
8	2823-2827	93,0	350	17,1	76,0	76,4
8	2879-2885	32,8	1750	15,3	0,85	2,19
8	2943-2949	25,0	1930	17,9	0,36	2,9
8	2984-2988	28,4	1850	15,4	0,17	2,0
8	3125-3128	9,1	2300	14,9	0,085	1,17

По-видимому, для аптских и нижнеальбских пород следовало бы взять С = 3530, учитывая неотсортированность частиц пород, тогда результаты сопоставления были бы еще лучше.

Определяя Sуд по рис. 4, а пористость каким-либо другим методом (по БЭЗ, по лабораторным определениям), можно вычислить Кпр. Приведенные в таблице вычисления проницаемости пород в сопоставлении с определениями Кпр по керну показывают, что указанный способ дает представление о порядке проницаемости пород (Определение пористости производили в лаборатории треста Грознефтеразведка.).

Исключение наблюдается в трех случаях из семнадцати, что можно объяснить наличием прослоев с большой проницаемостью, возможно не отраженных на диаграммах СП вследствие их незначительной мощности.

Следует отметить, что применение этого способа оценки проницаемости пород с практической целью требует предварительного уточнения используемых при этом зависимостей.

Установленная зависимость кривых СП и ГК от фракционного состава пород позволяет использовать эти кривые, как уже отмечалось, для улавливания общих тенденций изменения гранулометрического состава пород по вертикали разреза, что в совокупности с геологическими данными помогает выявить цикличность осадконакопления и, следовательно, правильно расчленить разрез [5, 6].

ЛИТЕРАТУРА

1. Дахнов В.Н. Интерпретация диаграмм промыслово-геофизических исследований скважин. ГОНТИ, 1955.

2. Перьков Н.А. и Кортиков В.Н. Интерпретация диаграмм радиоактивного каротажа скважин. Гостоптехиздат, 1956.

3. Оркин К.Г. и Кучинский П.К. Физика нефтяного пласта. Гостоптехиздат. ГОНТИ, 1955.

4. Романовский В.И. Применение математической статистики в опытном деле. Гостоптехиздат, 1947.

5. Сафонцев А.А. Использование промысловой геофизики для выявления циклов осадконакопления на примере месторождения Озек-Суат. Разведочная и промысловая геофизика, № 19, 1957.

6. Сафонцев А.А. Опыт литолого-стратиграфического расчленения мезозойских отложений месторождения Озек-Суат. Геология нефти, 1957, № 12.

7. Нечай А.М. Методика интерпретации результатов промыслово-геофизических исследований скважин нефтяных месторождений Затеречной равнины. Отчет по теме НИИГР № 27/55, часть 2, 1956.

МИНХ и ГП им. Губкина

Рис. 1. Сопоставление кривых ГК и СП по их относительным амплитудам.

Рис. 2. Графики зависимости относительных амплитуд СП от гранулометрического состава пород.

Рис. 3. Зависимость относительных амплитуд СП от удельной поверхности горных пород.

Рис. 4. Карта относительных амплитуд СП IXб пласта.