|
УДК 550.83 622.233.4/7 (571.1) |
|
|
|
Ю.Л. Брылкин, Л.А. Сигал |
О КОМПЛЕКСЕ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НИЗМЕННОСТИ
Выделение в разрезе скважин проницаемых горизонтов и оценка характера их насыщения в условиях Западно-Сибирской низменности связаны с известными трудностями. Эти трудности определяются значительным различием структурно-тектонических и фациальных условий отдельных разведочных площадей, а также особенностями геолого-геофизической характеристики разреза.
Разрез скважин Западно-Сибирской низменности представлен в основном песчано-глинистыми отложениями мезо-кайнозойского возраста, залегающими на породах доюрского фундамента. Чистые разности карбонатных пород имеют подчиненное значение и встречаются в разрезе в виде редких прослоев небольшой мощности. Пластовые воды характеризуются относительно высокой минерализацией по сравнению с минерализацией бурового раствора; содержание солей в пластовых водах изменяется по разрезу от 5-10 до 50-60 г/л, тогда как минерализация бурового раствора составляет 1-3 г/л.
В настоящее время для изучения геологического разреза скважин применяется следующий комплекс промыслово-геофизических исследований (В статье использованы материалы Новосибирского территориального геологического управления и СНИИГГиМС.):
1. стандартный каротаж;
2. боковое каротажное зондирование;
3. микрокаротаж (измерение микрозондами);
4. газовый каротаж;
5. гамма-каротаж (определение естественной радиоактивности горных пород);
6. кавернометрия;
7. исследования, связанные с решением ряда технических задач (определение высоты подъема цементного кольца, измерение искривления скважины, работа с радиоактивными изотопами и др.).
Одной из основных задач промыслово-геофизических исследований является выделение в разрезе скважины проницаемых горизонтов, представляющих интерес в нефтегазоносном отношении. Для решения этой задачи в условиях Западно-Сибирской низменности используются боковое каротажное зондирование (БКЗ), метод естественных потенциалов (ПС) и микрокаротаж.
Результаты испытания скважин показывают, что БКЗ обеспечивает достаточно уверенное выделение проницаемых пород меловых отложений по проникновению в них вод бурового раствора. Этому благоприятствует большая мощность пластов (от 4 до 20 м и более).
В отложениях юрского возраста выделение горизонтов, представляющих интерес в отношении нефтегазоносности, связано с большими трудностями. Частое чередование тонких (до 1 м) пластов высокого и низкого сопротивления (значения КС изменяются в пределах от 2-5 до 250-500 омм и более), большая плотность и сцементированность пород, придающие кривым КС и ПС своеобразный характер, исключают возможность уверенного определения удельного электрического сопротивления исследуемых пластов и выделение случаев проникновения раствора. Явления экранирования часто создают ложное представление о проникновении раствора, что нередко приводит к неправильным выводам о проницаемости изучаемых пластов. Поэтому, если для меловых отложений отмечаемое по данным БКЗ проникновение раствора является необходимым и достаточным условием проницаемости песчаных пород, то для юрских отложений применение этого признака возможно лишь для пластов большой мощности.
На первом этапе нефтепоисковых работ основным критерием, при выделении проницаемых пород служили характер и величина аномалии на кривой естественных потенциалов (ПС). Считалось, что отчетливые отрицательные аномалии естественных потенциалов, как правило, соответствуют песчаным разностям. Более поздними исследованиями [2] было установлено, что в разрезе меловых отложений, где проницаемость песчаных пород определяется, в основном, содержанием в них глинистой фракции, увеличение отрицательной аномалии на кривой ПС действительно соответствует улучшению коллекторских свойств пластов. В отложениях же юрского возраста в условиях частого чередования тонких сцементированных пластов величина аномалии естественных потенциалов уже не является показателем проницаемости пород и отражает лишь степень их глинизации.
В настоящее время кривая естественных потенциалов используется главным образом для выделения проницаемых горизонтов в толще пород мелового возраста.
С 1958 г. в районах Западно-Сибирской низменности проводится микрокаротаж. Уже первые результаты показали, что диаграммы микрозондов могут быть успешно использованы для качественной оценки проницаемости песчаных пород и, что особенно важно, для изучения коллекторских свойств пород юрского возраста. Это обстоятельство послужило основой для широкого применения микрокаротажа, и в настоящее время этот метод является составной частью обязательного комплекса промыслово-геофизических исследований скважин.
Для
выделения проницаемых пластов используется отношение кажущегося удельного
сопротивления ρкпз, снятого
потенциал-микрозондом, к среднему значению (ρкпз)гл
кажущегося удельного сопротивления, зарегистрированного против глинистых пород
вблизи рассматриваемого интервала, а также аналогичная величина ρкгз/(ρкгз)гл
для градиент-микрозонда. Значение этой величины для проницаемых песчаных пород
не превышают для потенциал-микрозонда 2,5, а для градиент-микрозонда - 2,0. С
увеличением толщины глинистой корки значения этих параметров уменьшаются и при
толщине корки более 2,5 см становятся близкими к единице. При
высококачественных глинистых растворах предельные величины
и
для проницаемых пластов могут возрастать на
25%.
Для непроницаемых пластов характерны более высокие значения указанных параметров.
Введение
отношений 
и 
облегчает разделение плотных и проницаемых пород,
для которых в ряде случаев наблюдаются одинаковые по величине положительные
приращения.
Имеющиеся данные свидетельствуют о том, что при выделении в разрезе скважин проницаемых горизонтов данные микрокаротажа имеют несомненные преимущества перед БКЗ и методом естественных потенциалов, особенно при изучении пород юрских отложений.
Пример выделения проницаемых пластов по данным БКЗ, ПС и микрокаротажа в одной из скважин Среднего Приобья приведен на рис. 1.
Материалы бокового каротажного зондирования могут быть использованы для определения относительного сопротивления Р и оценки по нему коэффициента пористости Кп. Согласно [1] зависимость между ними для песчаных пород Западно- Сибирской низменности имеет вид:
Р = Кп-2.14;
она обеспечивает определение коэффициента пористости с ошибкой не более 18%.
Е.И. Леонтьев опробовал в условиях геологического разреза скважин центральной части Западно-Сибирской низменности методику определения пористости по диаграммам микрозондов. Для подсчета коэффициента пористости использовалась формула
Р = 0,83Кп-2.12.
Погрешность определения пористости составляет 18%.
Для оценки характера насыщения проницаемых горизонтов в условиях Западно- Сибирской низменности используются, в основном, материалы бокового каротажного зондирования. Нефтегазонасыщенность оценивается по коэффициенту увеличения сопротивления Qн, представляющему отношение удельного сопротивления пласта к значению сопротивления его при 100% водонасыщенности. Для подсчета удельного сопротивления пласта при 100% водонасыщенности используются данные о минерализации пластовых вод и коэффициента пористости, определенный по соответствующей для данного района формуле.
На основании материалов электрометрических исследований в скважинах Тюменского и Новосибирского геологических управлений и результатов испытания промышленно-нефтеносных пластов установлено, что предельным значением коэффициента увеличения сопротивления, при котором еще могут быть промышленные притоки нефти или газа, является QH=2,5. Это предельное значение QH нельзя, однако, считать окончательным, так как для его определения имеется в настоящее время недостаточное количество данных.
Что касается эффективности применения гамма-каротажа, то данные естественной радиоактивности пород используются лишь для качественной оценки литологического состава пород и главным образом для выделения угольных пластов в толще пород юрского возраста. Эти пласты характеризуются минимальной естественной гамма-активностью, высокими удельными электрическими сопротивлениями и увеличением против них диаметра скважины (рис. 1, интервалы глубин 2813-2819, 2851-2858 и 2870-2875 м).
Комплекс исследований при газовом каротаже сводится к непрерывному газовому каротажу (запись суммарных газо- показателей), хроматографическому анализу и люминисцентно-битуминологическим исследованиям.
Результаты газокаротажных исследований не позволяют в настоящее время производить достаточно уверенную оценку нефтегазоносности пластов.
Большинство продуктивных горизонтов не отмечается на диаграмме непрерывного газового каротажа отчетливыми повышениями газопоказаний, что, вероятнее всего, связано с процессами опережающей инфильтрации фильтрата бурового раствора в пласт. В приведенном на рис. 2 примере пласт, залегающий в интервале глубин 2129,5-2137 м (меловые отложения), по данным электрического каротажа представлен проницаемыми песчаными породами с удельным электрическим сопротивлением около 45 омм.
Наблюдается повышенное проникновение раствора в пласт. По диаграммам микрозондов пористость достигает 28%, коэффициент увеличения сопротивления Qн=25.
Приведенные данные послужили основанием для испытания пласта на нефтегазоносность; при опробовании из пласта был получен промышленный приток нефти около 300 т/сутки.
На кривой непрерывного газового каротажа в рассматриваемом интервале глубин не наблюдается отчетливых повышений газопоказаний по сравнению с показаниями против вмещающих пород.
Более благоприятные результаты были получены при применении термовакуумной дегазации и хроматермографического анализа газов.
На основании изложенного выше можно сделать следующие выводы.
1. Применяемый в настоящее время комплекс промыслово-геофизических исследований не решает до конца задачу изучения геологического разреза скважин Западно-Сибирской низменности. Однако он необходим при недостаточной геолого-геофизической изученности рассматриваемой территории.
2. Имеющиеся данные свидетельствуют о том, что ведущая роль при выделении проницаемых горизонтов и оценке характера их насыщения принадлежит БКЗ и микрокаротажу.
3. Трудности, возникающие при изучении маломощных пластов юрского возраста, могут быть устранены применением новых, более эффективных методов исследования скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Леонтьев Е.И., Брылкин Ю.Л. Определение пористости мезозойских отложений центральной части Западно-Сибирской низменности. Геология нефти и газа, 1962, № 6.
2. Сигал Л.А. Анализ методики выделения в разрезе скважин центральной и южной частей Западно-Сибирской низменности проницаемых горизонтов и оценки характера их насыщения. Труды СНИИГГиМС, вып. 19. Гостоптехиздат, 1961.
Новосибирский геофизический трест, СНИИГГиМС
Рис. 1. Пример выделения угольных пластов в разрезе юрских отложений.
1 - КС, зонд В0.5А2М; 2 -кривая ПС; 3 -кавернограмма; 4 –номинальный диаметр скважины; 5 - кривая гамма-каротажа, а - угольные пласты.
Рис. 2. Пример выделения нефтенасыщенного пласта в разрезе меловых отложений.
1 -КС, зонд В0,5А2М; 2-кривая ПС; 3-градиент-микрозонд A0,025M0,025N; 4 -потенциал-микрозонд А0.05М; 5 -кавернограмма; 6 -кривая суммарных газопоказаний. а - проницаемый водоносный пласт; б - проницаемый нефтенасыщенный пласт; в - непроницаемый пласт.