О расчленении водоносных и нефтенасыщенных трещиноватых карбонатных коллекторов миоценовых отложений на месторождениях Западной Кубани
Е.М. УС
Коллекторы миоценовых отложений представлены сочетанием литологических разностей карбонатно-терригенного типа в виде тонких прослоев алевритоглинистых и глинисто-алевритовых пород, пропластков и пластов известковистых и неизвестковистых алевролитов и песчаников, известняков, доломитов, трещиноватых мергелей, трещиноватых мергелевидных глин и песчано-глинистой известковистой микробрекчии.
По характеру насыщения пластовыми флюидами наиболее трудно интерпретируются трещиноватые мергели и мергелевидные глины, составляющие значительную часть описываемых коллекторов и распространенные повсеместно в пределах Западной Кубани.
Лабораторными исследованиями установлено, что для мергелей и особенно для их доломитизированных разностей характерны различные микротрещиноватость и пористость. В мергелях количество микротрещин с узкой (0,02-0,03 мм) и реже с широкой (0,06 мм) раскрытостью, слабо или сильно извилистых, иногда прямолинейных невелико. Закрытые микротрещины, выполненные преимущественно глинисто-карбонатным веществом и битумом, пересекаются трещинами открытого типа.
В настоящей работе приведены результаты изучения возможности выделения водоносных и нефтенасыщенных пластов трещиноватых мергелей и мергелевидных глин на примере миоценовых отложений Абино-Украинского и Северо-Крымского месторождений. Исследования проводились с целью установить эмпирическую зависимость между отдельными параметрами, используемыми в промысловой геофизике, и результатами опробования скважин.
Решению этого вопроса благоприятствовали разбуренность миоценовых отложений Абино-Украинского и Северо-Крымского месторождений, большое число опробований с одновременным проведением изоляционных работ и комплексное изучение разреза геофизическими методами.
Трещиноватые мергели и мергелевидные глины образуют линзовидные пропластки мощностью 0,4-0.8 м. Отдельные пласты и даже пачки миоценовых отложений на Абино-Украинском и Северо-Крымском месторождениях коррелируются не всегда определенно.
Дифференциация кривой ПС против описываемого типа коллекторов отсутствует или очень незначительна (амплитуда кривой до 2,5-5 мв).
Микрозондирование при выделении трещиноватых мергелей и мергелевидных глин эффекта не дает. Незначительные положительные и отрицательные приращения(0,1-0,3 ом м) иногда наблюдаются как против плотных, так и против трещиноватых пластов. Удельные сопротивления этих пород изменяются от 5 до 70-100 ом м.
При опробовании указанных коллекторов независимо от величины удельного сопротивления пластов были получены притоки нефти и воды с общим дебитом 0,5-25 т/сутки. Таким образом, нельзя судить о характере насыщения изучаемого пласта только по величине его удельного сопротивления.
В отличие от трещиноватых плотные мергели, при испытании которых притоки не были получены, имеют более высокие удельные сопротивления (до 150- 200 ом м).
Обработка материалов БКЗ показала, что для плотных мергелей в большинстве случаев характерны двухслойные кривые БКЗ, свидетельствующие об отсутствии проникновения фильтрата в пласт.
Трещиноватые коллекторы характеризуются приподнятыми или выположенными и редко двухслойными кривыми БКЗ. Фильтрат бурового раствора в трещиноватые мергели и мергелевидные глины проникает на различную глубину. Опробование этих пластов сопровождалось притоками нефти, газа или воды в скважину. Опыт интерпретации подобных пород, анализ кернового материала и боковых грунтов, а также результаты опробования трещиноватых коллекторов - все это позволяет в известной степени выделять трещиноватые породы по материалам описанных промыслово-геофизических исследований.
Коллекторы по нефтеводонасыщению расчленялись при помощи выяснения количественных соотношений между удельными сопротивлениями зоны проникновения и неизменной части пласта. Для этого по БКЗ обработано 800 пластов в 65 скважинах, из которых при опробовании были получены притоки нефти или воды.
Удельные сопротивления зоны проникновения и неизменной части пласта при его мощности 0,4-0,8 м определялись по палеткам МКЗ. В условиях тонкослоистого разреза миоценовых отложений точность определения удельных сопротивлений неизменной части пласта снижалась экранными влияниями соседних пластов высокого сопротивления. Использование для учета этого влияния палетки, разработанной КФ ВНИИГеофизики, позволило в известной мере преодолеть трудности.
На рис. 1 показано как, используя значение удельного сопротивления зоны проникновения и неизменной части пласта, можно установить некоторую закономерность в расположении точек, соответствующих водоносным и нефтеносным пластам. Эта закономерность в расположении точек свидетельствует о том, что проникновение раствора в основную массу водоносных пластов повышающее, а в нефтеносные пласты (за очень небольшим исключением) - понижающее. Для области водоносных пластов Абино-Украинского (рис. 1, а) и Северо-Крымского (рис. 1, б) месторождений отношение ρΔ/ρпл изменяется от 1 до 7. В пределах этого отношения, равных 1-0,1, расположены точки, соответствующие нефтеносным пластам. Однако для изучения характера насыщения отдельных интерпретируемых пластов, особенно при низких значениях сопротивлений в зоне проникновения и в неизменной части пласта, указанных параметров недостаточно, поэтому необходимы дополнительные данные. В качестве последних при выделении водоносных и нефтенасыщенных коллекторов были использованы результаты исследований нейтронным гамма-методом (НГМ), который широко применяется и существенно дополняет представления о разрезе скважины в условиях тонкослоистого разреза Западной Кубани. Измерения НГМ с длиной зонда 50 см, скоростью записи 150-200 м/ч и постоянной интегрирующей τ = 12 сек позволяют получать против пластов мощностью 0,4-0,8 м уверенные замеры вызванного гамма-излучения. Самостоятельное использование НГМ для расчленения водоносных и нефтенасыщенных пластов эффекта не дает.
На рис. 2 видно, что относительные значения вызванного гамма-излучения против нефтеносных пластов трещиноватых мергелей и мергелевидных глин для Абино-Украинского и Северо-Крымского месторождений меняются от 1,03 до 1,23, а против водоносных - от 1,23 до 1,40. Однако в диапазоне относительных значений интенсивности вызванного гамма-излучения 1,05-1,23 располагаются точки, соответствующие и водоносным пластам. Изучение параметров зоны проникновения по материалам БКЗ показало, что глубина проникновения раствора в пласт невелика и не превышает 1-2 диаметров скважины (диаметр скважины равен 25 см). Описываемые коллекторы имеют низкую проницаемость (10-20 мдарси), а пластовые давления продуктивного горизонта достаточно высоки. Так, величина начального пластового давления на Северо-Крымском месторождении при глубине 700 м составляла 120 ат, а на Абино-Украинском при глубине 1500-1700 м - 170- 190 ат.
Кроме того, установлено, что водоносным пластам трещиноватых мергелей и мергелевидных глин соответствует более высокие значения интенсивности вызванного гамма-излучения, чем аналогичным коллекторам, насыщенным нефтью. Следовательно, влияние зоны проникновения на показания НГМ в данных условиях, очевидно, отсутствует или очень незначительно.
Таким образом, широкий диапазон изменения относительных значений вызванного гамма-излучения против водоносных пластов на описываемых площадях надо рассматривать главным образом как следствие изменения минерализации пластовых вод миоценовых отложений Абино-Украинского и Северо-Крымского месторождений соответственно в пределах 300-1700 и 200-700 мг-экв.
Использование параметров ρΔ/ρпЛ и Inγ (где ρΔ - сопротивление пласта в зоне проникновения; ρпл - сопротивление неизменной части пласта; Inγ- относительное значение вызванного гамма-излучения) позволило расчленить нефтеводонасыщенные коллекторы. Точки, соответствующие водоносным и нефтенасыщенным пластам Абино-Украинского и Северо- Крымского месторождений, занимают определенные участки с четкой границей раздела (рис. 3). Эта граница использовалась для выделения нефтенасыщенных коллекторов при рекомендации их к опробованию и на некоторых других площадях Западной Кубани. Из рекомендованных и испытанных 350 пластов в 44 объектах по 36 скважинам, расположенным на Северо-Крымской, Абино-Украинской, Кудако-Киевской и Адагумской площадях, из 40 объектов получены притоки нефти и из 4 объектов - притоки воды.
Таким образом, эффективность описываемой методики составила 90%.
ЛИТЕРАТУРА
1. Дахнов В.Н. Каротаж скважин. Интерпретация каротажных диаграмм. Гостоптехиздат, 1941.
2. Дахнов В.Н., Кобранова В.Н. Изучение коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов нефтяных месторождений по данным промысловой геофизики. Промысловая геофизика, Гостоптехиздат, 1952.
3. Комаров С.Г. Каротаж по методу сопротивлений. Интерпретация. Гостоптехиздат, 1950.
4. Сидоренко С.Ф. Некоторые особенности результатов опробования скважин на примере Абино-Украинского нефтяного месторождения. Геология нефти и газа, 1961, № 1.
Абинская промыслово-геофизическая контора
Рис. 1. Сопоставление величин удельного сопротивления зоны проникновения ρΔ и удельного сопротивления неизменной части пласта ρпл для водоносных и нефтеносных пластов Абино-Украинского (о) и Северо-Крымского (б) месторождений.
Рис. 2. Изменение относительных значений вызванного гамма-излучения для водоносных и нефтеносных пластов Абино-Украинского и Северо-Крымского месторождений.
1 - нефтеносные и 2 - водоносные пласты Абино-Украинского месторождения; 3 - нефтеносные и 4 - водоносные пласты Северо-Крымского месторождения.
Рис. 3. Сопоставление
параметров ρΔ/ρпл и 
для водоносных и
нефтеносных пластов Абино-Украинского и Северо-Крымского месторождений.
1 - нефтеносные и 2 - водоносные пласты Абино- Украинского месторождения; 3 и 4 то же Северо- Крымского месторождения; 5 - линия раздела водоносных и нефтеносных пластов Абино-Украинского и Северо-Крымского месторождений.