Использование нейтронного гамма-метода для выделения газоносных пластов в обсаженных скважинах Ейско-Березанского газоносного района
Е.М. Ус
Расчленение коллекторов по газоводонасыщенности в условиях обсаженных скважин методами радиометрии имеет большое значение при определении положения газо-водяного контакта с целью своевременного обнаружения неравномерного стягивания контура газоносности и предотвращения возможного разрыва залежи на отдельные изолированные участки.
Обобщение материалов геофизических и промысловых исследований, полученных в Ильской промыслово-геофизической конторе треста Краснодарнефтегеофизика по шести газоконденсатным месторождениям Ейско-Березанского газоносного района, показало, что нейтронный гамма-метод (НГМ) оказывает известную помощь при расчленении коллекторов по газоводонасыщению в обсаженных скважинах.
В Ейско-Березанском районе продуктивным является нижнемеловой горизонт, который имеет региональное распространение и после крупного перерыва залегает на породах нижнемезозойского (триас- юра?) и палеозойского возраста. Коллекторы продуктивного горизонта выражены переслаиванием отдельных пропластков и пластов алевролитов, песчаников и глин, мощность которых изменяется в значительных пределах (от нескольких сантиметров до 10-15 м).
При изучении продуктивного горизонта НГМ зондом длиной 50 см было выяснено, что для газоносной части пласта однородного песчаника нижнемелового продуктивного горизонта интенсивность вызванного гамма-излучения значительно выше, чем для водоносной части (рис. 1).
Однако вследствие того, что диаграммы НГМ в период разбуривания рассматриваемых месторождений (1956-1960 гг.) записывались в скважинах неэталонированной аппаратурой, выделение водоносных и газонасыщенных пластов возможно только с использованием относительных значений интенсивности вызванного гамма-излучения I°ng, представляющего собой отношение интенсивности вызванного гамма-излучения против изучаемого пласта к интенсивности вызванного гамма-излучения против некоторого опорного горизонта.
За опорный горизонт был принят пласт нижнемеловых глин, прослеживающийся по всей территории описываемого района.
Интенсивность вызванного гамма-излучения против газоносных пластов определяется содержанием в них водорода, которое в свою очередь обусловлено литологическими особенностями изучаемого пласта, его пористостью и коэффициентом газонасыщенности. Для песчано-глинистых коллекторов изменение глинистости пласта оказывает большое влияние на интенсивность вызванного гамма-излучения.
Относительные значения вызванного гамма-излучения против газоносных пластов для изучаемых месторождений изменяются в пределах от 1,09 до 1,38, а водоносных - от 1,03 до 1,21. Таким образом, для расчленения водоносных и газоносных пластов использование одной лишь величины I°ng без учета литологических особенностей пласта недостаточно.
Поэтому при интерпретации пришлось пользоваться кривыми ПС, характеризующие литологические свойства изучаемых пластов.
Если нанести на диаграмму по оси абсцисс значения DUпс в милливольтах, а по оси ординат относительную интенсивность вызванного гамма-излучения (I°ng) и обозначить принадлежность каждой точки к газоносному или водоносному пласту по промысловым данным, то для двух групп месторождений, различающихся между собою минерализацией пластовых вод, мы получим закономерные соотношения, представленные на рис. 2 и 3. Очевидно, что водоносные пласты характеризуются меньшими значениями I°ng, чем газоносные пласты при одних и тех же значениях DUпс. Граница между значениями I°ng и DUnc, относящимися к водоносным и газоносным пластам является четкой и поднимается вверх по мере увеличения DUпс. Как видно из рис. 3, для Ленинградского и Старо-Минского газоносных месторождений, объединяемых во вторую группу со значительно более высокой минерализацией пластовых вод, эта граница (II) проходит выше, чем для Каневского, Челбасского, Сердюковского и Березанского газоносных месторождений, входящих в состав первой группы (I). Выявленные закономерности и послужили основой для выделения газоносных и водоносных пластов нейтронным гамма- методом в пределах описываемого района.
Повышенные значения Ingпл против водоносных пластов второй группы месторождений, связанные с увеличенной минерализацией пластовых вод, можно объяснить следующим образом.
При низкой минерализации пластовых вод, когда количество хлора в единице объема породы незначительно, основное влияние на показания Ing оказывают замедляющие и поглощающие свойства водорода. В случае насыщения этих коллекторов высокоминерализованными пластовыми водами начинает преобладать влияние хлора, имеющего сечение захвата, превышающее в 100 раз сечение захвата водорода и характеризующегося относительно большим процентом жесткой составляющей гамма-излучения [1]. Поэтому разделение газоносных и водоносных пластов для месторождений второй группы может быть достаточно надежным только при высоком (выше 60%) коэффициенте газонасыщения газоносных пластов. Комплекс НГМ и ПС для выделения водоносных и газоносных пластов применялся в отдельных скважинах некоторых месторождений как первой, так и второй группы. Сопоставление полученных результатов с промысловыми данными показало, что газоносные пласты выделены в скважинах, расположенных в пределах контура газоносности, установленного по данным опробования скважин.
В частности, при интерпретации материалов БКЗ на одной из скважин Ленинградского газового месторождения, пробуренной на отдельно расположенном куполовидном поднятии (с неизвестной отметкой положения контакта газ - вода) между месторождениями Ленинградским и Старо- Минским, характер насыщения пластов в интервале 2178-2210 м определить не представилось возможным из-за сильных экранных влияний со стороны соседних плотных пластов высокого сопротивления. Пласты в интервале 2108-2156 м определены были как газонасыщенные. Обработка материалов НГМ по изложенной методике показала, что пласты в интервале 2178-2210 м оцениваются как водоносные, и подтвердила характер насыщения пластов в интервале 2156-2108 м, определенный ранее по данным БКЗ. При опробовании скважины из интервала 2178-2210 м был получен приток минерализованной воды с дебитом 4 м3/сутки. Во время испытания объекта в интервале 2108-2156 м был получен приток газа с дебитом 300 тыс. м3/сутки.
Комплексное использование НГМ и ПС может существенно дополнять данные БКЗ при выделении газоносных и водоносных пластов, особенно в случае глубокого проникновения пресного фильтрата бурового раствора в пласт, значительно повышающего удельное сопротивление водоносного пласта и наличия экранных влияний со стороны соседних пластов. Эта методика успешно может быть использована в условиях обсаженных скважин для выделения обводнившихся пластов и определения положения газо-водяного контакта.
ЛИТЕРАТУРА
1. Барсуков О.А., Блинова Н.М. и др. Радиоактивные методы исследования нефтяных и газовых скважин. Гостоптехиздат, 1958.
2. Ларионов В.В. Оценка пористости коллекторов и их глинистости по данным радиометрии скважин. Геофизические и гидродинамические исследования пластов и скважин. Гостоптехиздат, 1960.
Ильская промыслово-геофизическая контора
Рис. 1. Радиометрическая и электрокаротажная характеристика продуктивных и водоносных пластов Ленинградского газового месторождения Ейско-Березанского газоносного района.
1 - глины; песчаники: 2 - газоносные: 3 - водоносные.
Рис, 2. Сопоставление данных НГМ и ПС для газовых месторождений первой группы (с пониженной минерализацией пластовых вод). Зачерненные знаки - газоносные пласты различных месторождений, светлые кружки - водоносные пласты.
I -линия раздела водоносных и газоносных пластовпервой группы.
Рис. 3. Сопоставление данных НГМ и ПС для газовых месторождений второй группы (с повышенной минерализацией пластовых вод).
II - линии раздела водоносных и газоносных пластов первой и второй Групп.