Искусственная трещиноватость карбонатных пород миоцена и ее влияние на результаты геофизических исследований скважин
А.З. БЕДЧЕР, А. А. ВАЛУЙСКИЙ, Е.А. КИСЛИЦЫНА
На южном борту Западно-Кубанского прогиба известны многочисленные месторождения нефти и газа, где залежи приурочены к отложениям миоцена (чокрака, карагана, сармата). Коллекторы нефти и газа в этих отложениях разнообразны как по структуре, так и по литологическому составу. Значительным распространением пользуются гранулярные коллекторы - кварцевые песчаники и алевролиты, а также органогенные обломочные известняки. Однако преобладающее значение по объему имеют трещиноватые карбонатные коллекторы: мергели и глинистые мергели, а также известняки и доломиты, содержащие в различных количествах глинистые минералы.
Мощность продуктивного комплекса достигает 600 м и более, а прослоев карбонатных пород обычно не превышает 1 м. На диаграммах электрического каротажа они характеризуются высоким сопротивлением и в большинстве случаев не выделяются на диаграммах ПС, хотя в ряде случаев амплитуды ПС достигают 10-15 мв. При этом естественные электрические поля неустойчивы: наблюдаются случаи, когда амплитуды ПС увеличиваются или чаще уменьшаются до полного исчезновения при повторных исследованиях скважин.
Диаграмма электрического каротажа указанных отложений показана на рис. 1.
Характеристика физических свойств карбонатных пород миоцена по данным лабораторных исследований кернов, отобранных в скважинах Абино-Украинской и Северо-Крымской площадей, приведена в табл. 1.
Проницаемость большинства образцов близка к нулю. Несмотря на это, суточные дебиты скважин, вскрывающих пачки карбонатных пород с эффективной мощностью 6-15 м, достигают 10-20 т/сутки и в отдельных случаях (месторождение Кеслерово) превышают 100 т/ сутки.
Это противоречие позволяет предполагать, что на фильтрационные свойства пород сильно влияет макротрещиноватость, которая в кернах обычно не обнаруживается.
Фильтрационные свойства карбонатных коллекторов изменчивы по разрезу и по простиранию. Об этом свидетельствует непостоянство дебитов скважин, меняющихся в пределах каждого продуктивного горизонта от нуля до десятков тонн в сутки. В пределах каждого продуктивного горизонта имеются участки, где все прослои непроницаемы. Поэтому на Абино-Украинском месторождении 26% опробований разведочных скважин не дали притоков жидкости или газа.
Карбонатные породы миоцена содержат минерализованные воды, сопротивление которых в условиях залегания пластов меняется от 0,08 до 0,30 омм. Интерпретация электрических исследований карбонатных пород миоцена с целью выделения проницаемых разностей, а также нефтеносных и водоносных пластов, связана с большими трудностями. Метод ПС обычно существенно не помогает в решении этой задачи, поэтому она решается в основном каротажем по методу сопротивлений. Однако интерпретация диаграмм сопротивлений затруднена тем, что карбонатные породы характеризуются большими значениями параметров пористости (Р) и удельных сопротивлений водоносных прослоев (ρвп). По площади и разрезу Р изменяется от 70 до 1000 и более, а ρвп от 6-10 до 200 омм. Сопротивление плотных непроницаемых и газонефтенасыщенных пластов варьирует практически в тех же пределах.
Таким образом, сопротивление пластов, рассматриваемое независимо от других физических свойств, не может служить критерием продуктивности.
При исследовании миоценовых пород широко применяется метод БКЗ, при помощи которого надеялись обнаружить проницаемые пласты по наличию зоны фильтрации раствора, а также выделить газонефтенасыщенные пласты по признаку понижающего проникновения. Основанием для этого служила трехслойная форма кривых зондирования большинства прослоев карбонатных пород. Однако на практике упомянутые расчеты не оправдались.
При опробовании пластов с трехслойными кривыми зондирования притоков жидкости или газа часто не было. Из пластов с понижающим проникновением раствора, наряду с притоками нефти или газа, получали притоки минерализованной воды. БКЗ скважин, пробуренных за пределами газонефтяных залежей, показало, что в водонасыщенных прослоях понижающее проникновение встречается столь же часто, как и повышающее. В табл. 2 приведены данные обработки БКЗ прослоев карбонатных пород, представляющих 30 объектов опробования, из которых 15 дали притоки нефти и 15 воды.
Из табл. 2 видно, что в нефтенасыщенных породах понижающее проникновение отмечается для 72% прослоев, в водонасыщенных оно также имеет значительное распространение и наблюдается в 52% пластов.
Большой объем БКЗ карбонатных пород миоцена позволил выявить особенность непроницаемых и водоносных пластов, характеризуемых понижающим проникновением раствора. В условиях, когда отношение сопротивлений бурового раствора (ρс) и поровых вод (ρв) меняется от 10 до 30, сопротивление зоны фильтрации раствора (ρΔ) по сравнению с неизменной частью пласта (ρп) оказывается весьма низким. Кроме того, в ряде случаев ρΔ превышает ρc не более чем в 2-5 раз. Примеры соотношений ρc, ρв, ρΔ1 и ρп1 в таких прослоях приведены в табл. 3.
Прослои с пониженными значениями ρΔ отмечаются низкими КС на диаграммах потенциал-зонда и коротких градиент-зондов, а также резким нарастанием КС при переходе к длинным зондам. Примеры таких изменений КС показаны на рис. 1.
Правые ветви скважинных кривых зондирования таких прослоев круто наклонены к оси абсцисс. Эти наклоны в большей степени сопоставляются с наклонами левых ветвей теоретических кривых зондирования (палеток МКЗ), чем правых. Примеры таких скважинных кривых зондирования приведены на рис. 2 (а, б, в).
Необычное, противоречащее существующим представлениям распределение сопротивлений в непроницаемых и водоносных прослоях карбонатных пород миоцена нельзя объяснить погрешностями измерений КС по следующим соображениям.
1. Пласты с необычным и нормальным распределением удельных сопротивлений чередуются в разрезах и находятся в одинаковых условиях исследования (техника и методика каротажа, конструкция скважин).
2. Аномальные кривые зондирования с резко понижающим проникновением наблюдаются при БКЗ скважин, в которых по другим данным хорошее качество измерений КС несомненно.
3. Аномальное распределение сопротивлений во многих пластах подтверждается повторными исследованиями скважин. Пример такого подтверждения в скв. 315 Абино-Украинского месторождения показан на рис. 2.
Понижающее проникновение раствора, наблюдаемое в непроницаемых и водоносных пластах, можно объяснить тем, что в процессе бурения вокруг ствола скважины возникает зона искусственной трещиноватости пород. В результате ударного и продавливающего действия бурильного инструмента, а также гидравлического давления раствора, увеличивается раскрытие естественных трещин в сцементированных хрупких прослоях карбонатных пород и возникают новые трещины.
Совместное действие образования отверстия в пласте давления раствора и пластичных глин, вмещающих тонкие прослои, превращает зону искусственной трещиноватости в зону разрушения призабойной части пласта.
В зоне искусственной трещиноватости сопротивление непроницаемых прослоев резко уменьшается за счет проникновения в трещины бурового раствора и вмещающих глин, а в водоносных пластах также минерализованных вод, сопротивление которых значительно меньше, чем сопротивление пласта.
Предположение о формировании трещин и разрушении призабойной части тонких прослоев мергелей и известняков миоцена в процессе бурения высказывалось кубанскими геологами и геофизиками уже в начальный период внедрения каротажа. Основанием к этому послужило обрушевание блоков указанных пород, преграждавших доступ геофизическим приборам к забоям скважин. Однако влияние трещиноватости на характеристику прослоев не изучалось и не учитывалось при интерпретации геофизических исследований скважин.
Вывод о наличии зоны искусственной трещиноватости в карбонатных породах миоцена, возникающей в процессе бурения, был сделан в лаборатории технологии бурения Краснодарского филиала ВНИИнефть в 1957 г. Анализируя осложнения при бурении из-за заклиниваний бурильного инструмента, Г.А. Ковтунов установил, что причиной их часто является попадание в ствол блоков карбонатных пород миоцена. Объясняя аварию в скв. 455 Северо-Ахтырского месторождения, он пишет: «При больших значениях вязкости глинистого раствора и статического напряжения сдвига возникают большие колебания гидравлического давления и, вследствие этого, непрерывная пульсация границы раздела раствора и пластовой жидкости в самом пласте. Пульсация границы раздела вызывает гидравлические удары на породу, постоянно разрушая ее на отдельные части, которые, перемещаясь в сторону ствола скважины, заклинивали инструмент».
Свои выводы Г.А. Ковтунов подтверждает выпадением в ствол скважины кусков твердой породы, выносимой глинистым раствором, а также наличием сужений ствола, приуроченных к пропласткам карбонатных пород. Такие сужения фиксируются на зарегистрированной 28 марта 1959 г. кавернограмме (рис. 3). Последующие кавернограммы (22 апреля и 18 июня 1961 г.) показали в интервале залегания разрушавшихся прослоев непрерывную по разрезу каверну с превышением фактического диаметра над номинальным до 6 см. Очевидно, диаметр зоны разрушения прослоев превышает эту величину.
Наличие зоны искусственной трещиноватости отмечается по данным БКЗ не только в карбонатных породах миоцена, но и в тонких прослоях плотных сцементированных песчаников и алевролитов палеоцена, характеризуемых большим относительным и удельным сопротивлением. При этом иногда происходит увеличение диаметра скважины, фиксируемое каверномером.
По-видимому, искусственная трещиноватость возникает также в кернах плотных сцементированных пород. Это подтверждается низким выносом кернов, часто более низким, чем из песчано-алевритовых пород, а также тем, что плотные сцементированные породы во многих случаях представлены в кернах остроугольными обломками.
Искусственная трещиноватость имеет отрицательное значение при интерпретации материалов электрического и радиоактивного каротажа. Зона трещиноватости, рассматриваемая как зона фильтрации раствора, создает при обработке БКЗ ложное представление о фильтрационной способности непроницаемых карбонатных пластов. При низком сопротивлении зоны отмечается понижающее проникновение раствора в водонасыщенных прослоях, которые рассматриваются как продуктивные.
Увеличение содержания воды в пласте в трещиноватой зоне уменьшает регистрируемые значения вызванного нейтронным облучением гамма-излучения пород. При комплексной интерпретации диаграмм сопротивлений и НГК [2] уменьшение интенсивности гамма-излучения является дополнительным фактором, по которому оценивают некоторые водонасыщенные пласты как нефтеносные.
Влияние искусственной трещиноватости на сопротивление и нейтронную характеристику призабойной части карбонатных прослоев приводит к тому, что в результате интерпретации данных каротажа завышается число нефтеносных прослоев, и, как следствие, производятся многочисленные бесполезные опробования непроницаемых и водонасыщенных объектов. Искусственная трещиноватость карбонатных пород миоцена влияет также на показания микрозондов, ГК и ПС и является одним из факторов, искажающих эти показания при геофизических исследованиях скважин. Существует опасение, что отрицательное влияние ее выходит за пределы интерпретации материалов каротажа. Возможно, что проникновение цементного раствора в трещины снижает проницаемость призабойной зоны и ухудшает условия вскрытия пластов методами перфорации скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Комаров С.Г. Каротаж по методу сопротивлений. Гостоптехиздат, 1950.
2. Вилли М.Р. Применение данных нейтронного гамма-метода при интерпретации диаграмм электрометрии скважин. Вопросы промысловой геофизики. Сб. статей. Гостоптехиздат, 1957.
КФ ВНИИнефть
|
Породы |
Карбонатность, % |
Пористость, % |
Проницаемость, мдарси |
|||
|
предельная |
средняя |
предельная |
средняя |
предельная |
средняя |
|
|
Известняки |
75,2-94,6 |
83,8 |
2-42,7 |
15,7 |
0,20-41,2 |
8,8 |
|
Доломиты |
71,2-98,0 |
85,2 |
2-18,0 |
8,9 |
- |
- |
|
Мергели |
52,0-76,4 |
63,4 |
7,9-44,8 |
18,1 |
0,30-34,8 |
5,3 |
|
Глинистые мергели |
26,2-47,6 |
35,1 |
11-46,0 |
24,1 |
0,60-15,0 |
6,7 |
|
Месторождение |
В 15 нефтеносных объектах |
В 15 водоносных объектах |
||||
|
число исследований прослоев |
в т.ч. с понижающим проникновением |
% прослоев с понижающим проникновением |
число исследований прослоев |
в том числе с понижающим проникновением |
% прослоев с понижающим проникновением |
|
|
Абино-Украинское |
33 |
24 |
73 |
38 |
23 |
61 |
|
Северо-Крымское |
15 |
12 |
80 |
22 |
16 |
73 |
|
Кудако-Киевское |
16 |
10 |
62 |
26 |
6 |
23 |
|
№ скв. |
Месторождение |
Глубина залегания прослоев, м |
Мощность прослоев, м |
ρc, омм |
ρв, омм |
ρΔ, омм |
ρп, омм |
Результаты опробований |
|
315* |
Абино-Украинское |
2130,4-2131,4 |
1,0 |
1,8 |
|
11,0 |
28 |
Притока нет |
|
|
|
|
12,5 |
30 |
- |
|||
|
|
|
|
13,0 |
28 |
- |
|||
|
|
|
|
18,0 |
25 |
То же |
|||
|
2159,6-2160,4 |
0,8 |
1,2 |
|
13,0 |
20 |
|
||
|
|
|
|
15,2 |
>100 |
» |
|||
|
2174,0-2176,0 |
2,0 |
2,0 |
|
21,0 |
85-250 |
» |
||
|
1954,8-1955,1 |
0,3 |
2,5 |
0,25 |
3,8 |
32 |
Приток воды |
||
|
1968,0-1969,2 |
1,2 |
1,9 |
0,25 |
14,0 |
28 |
То же |
||
|
2049,1-2050,0 |
0,9 |
1,9 |
0,25 |
8,0 |
33 |
» |
||
|
2057,0-2057,5 |
0,5 |
1,9 |
0,25 |
6,0 |
30 |
» |
||
|
125 |
Северо-Крымское |
1565,2-1566,0 |
0,8 |
1,3 |
0,29 |
6,2 |
22 |
» |
|
1571,2-1572,1 |
0,9 |
1,3 |
0,29 |
7,2 |
200 |
» |
||
|
1606,8-1607,3 |
0,5 |
1,3 |
0,27 |
4,5 |
28 |
» |
||
|
1665,2-1666,0 |
0,8 |
1,2 |
0,26 |
9,0 |
145 |
» |
||
|
70 |
Северо-Крымское |
1232,6-1233,1 |
0,5 |
2,5 |
0,23 |
6,5 |
13 |
- |
|
1236,8-1237,3 |
0,5 |
2,5 |
0,23 |
13,5 |
170 |
- |
||
|
1295,3-1296,0 |
0,7 |
2,5 |
0,23 |
7,5 |
120 |
- |
||
|
1330,4-1331,0 |
0,6 |
2,5 |
0,23 |
22,0 |
65 |
- |
* В этой скважине для каждого прослоя приведены данные интерпретации 2-3-кратных БКЗ.
Рис. 1. Диаграммы КС и ПС скв. 315Абино-Украинского месторождения.
1 - песчаник; 2 - глина алевритистая; 3 -глинистый мергель; 4 - мергель.
Рис. 2. Кривые зондирования прослоев карбонатных пород миоцена в скв.1 125 и 70 Северо-Крымского и скв. 315 Абино-Украинского месторождений.
Глубины залегания пластов: а, б, в - скв. 125: 1665,3-1666 м; 1606,8-1607,3 м, 1571,2 - 1572,05 м; г - скв. 70: 1236,8-1237,5 м; д, е, ж, з -скв. 315: 1934-1934,7 м, 1885-1885,8 м, 1784,4-1784,7 м, 2021,4-2022 м. 1, 2, 3 - кривые зондирования; 4, 5, 6 -кресты скважины; 7,8,9 - точки учета мощности.
Рис. 3. Сопоставление диаграмм электрического каротажа и кавернограмм скв. 455 Северо-Ахтырского месторождения.
1. 2, 3-кавернограммы, зарегистрированные 28 марта, 22 апреля и 18 июня 1959 г.