|
УДК 550.83.001.2 622.233.4/7 (479.2) |
|
|
|
В.К. Попов |
КОМПЛЕКС ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН В ЗАПАДНОМ ПРЕДКАВКАЗЬЕ
Сведения о литологическом составе, коллекторских свойствах и нефтегазоносности разрезов скважин, бурящихся на нефть и газ в районах Западного Предкавказья, в основном получают по данным промыслово-геофизических исследований.
Породы, слагающие разрезы промысловых и разведочных площадей указанного района, относятся к неогеновым, палеогеновым, меловым и юрским отложениям и отличаются большим разнообразием геологических условий залегания и физических свойств.
Залежи нефти и газа в этих породах связаны как с антиклинальными складками, так и с зонами выклинивания коллекторов. Коллекторами являются главным образом песчаники и алевролиты, однако имеются и карбонатные породы.
Для Краснодарского края характерны следующие условия бурения: значительные (3000-4500 м) глубины скважин; тяжелые и вязкие буровые растворы; сравнительно высокие (70 - 150° С) температуры; невысокая (3-30 г/л) и непостоянная по площади минерализация пластовых вод.
При исследовании скважин применяются: стандартный электрический каротаж с потенциал- и градиент-зондами и ПС; боковое каротажное зондирование (БКЗ); микрокаротаж; боковой каротаж и кавернометрия, а также радиоактивный каротаж методами гамма-нейтронного гамма-каротажа (ГК и НГК). Кроме того, для выделения газоносных пластов применяется НГК при помощи двух зондов различной длины.
Для контроля распределения цемента и отбивки цементного кольца применяются электротермометр и цементомер ГГК.
В опытном порядке проводятся работы по определению поглощающих пластов в нагнетательных скважинах путем изменения нейтронных свойств пластов при помощи закачки в них воды с бором.
По данным промыслово-геофизических исследований решаются следующие задачи:
1. расчленение разрезов по литологии и их корреляция;
2. выделение в разрезе пластов-коллекторов;
3. определение флюидов, насыщающих коллекторы;
4. определение положения контактов нефть - газ - вода;
5. выбор объектов для опробования и интервалов перфорации;
6. контроль за уровнями пластовых вод в процессе разработки залежи и выделение обводнившихся пластов и прослоев;
7. выделение в коллекторах глинистых и слабопроницаемых прослоев;
8. определение параметров, необходимых для подсчета запасов нефти и газа и составления проекта разработки залежи, в том числе определение границ пластов и эффективных мощностей, а также коэффициентов нефтегазонасыщенности и пористости коллекторов;
9. исследование технического состояния скважин, в том числе определение кривизны качества цементажа колонн и др.;
10. определение профиля поглощения в нагнетательных скважинах с целью предотвращения неравномерного обводнения продуктивных горизонтов.
Эффективность геофизических исследований различна и зависит от геологических условий.
В чистых некарбонатных песчаниках мэотического возраста Анастасиевско-Троицкого месторождения и в нижнемеловых песчаниках Ейско-Березанского газоносного района эффективность геофизических методов высокая.
В этих условиях выделение коллекторов и оценка характера их насыщения, как правило, производятся однозначно по данным каротажа сопротивлений и ПС. Глубина проникновения раствора в пласты мала (D = 2-4d), что позволяет выделять газоносные пласты методом НГК и контролировать положение контакта газ - нефть и газ - вода в процессе разработки залежей. Установлено, например, что на Анастасиевско-Троицком месторождении, где систематически производятся измерения методом НГК для определения контакта газ - нефть в зависимости от текущих отборов нефти и расположения скважин, контакт газ - нефть снижается на 0,2- 0,3 м в год. Ведутся опытные работы по определению контакта нефть - вода в обсаженных скважинах в коллекторах с невысокой минерализацией пластовых вод.
Оценка коллекторских свойств пластов в рассматриваемых районах и определение коэффициента нефтегазонасыщенности производятся довольно уверенно [3, 4, 6].
В районах, где разрез представлен чередованием тонких пластов песчаников и алевролитов с различными физическими и коллекторскими свойствами, поставленные задачи решаются лишь частично. К таким породам относятся флишевые осадки палеогена южного борта Западно- Кубанского прогиба и частично отложения неогена и нижнего мела большинства районов Краснодарского края.
В этих условиях основным является метод электрического каротажа. Однако оценка истинных электрических сопротивлений пластов сопряжена с рядом трудностей, вызванных незначительной мощностью пластов и экранными влияниями соседних пластов друг на друга. В связи с этим до последнего времени при выделении нефтегазоносных пластов главным образом проводилась качественная оценка их сопротивлений. В 1961-1962 гг. в Краснодарском филиале ВНИИгеофизика получены палетки для тонких пластов с проникновением раствора и разработаны номограммы для учета экранных влияний двух пластов [1]. Применение этих палеток и номограмм позволило усовершенствовать методику интерпретации БКЗ и повысить достоверность выделения нефтегазоносных пластов.
Нефтегазоносные пласты в низкоомных заглинизированных алевролитах удается выделять по результатам сопоставления величин отношения сопротивления зоны проникновения к сопротивлению пласта и потенциалов ПС [8]. Сопротивление зоны проникновения определяется по БКЗ или по микрозондам. Сопоставление ρΔ/ρn с ПС производится графически.
На рис. 1 приведен пример таких сопоставлений для нефтегазоводоносных глинистых коллекторов палеогена Абино-Украинского месторождения, неогеновых отложений Анастасиевско-Троицкого месторождения и нижнемеловых отложений Кущевского месторождения. Нефтеносные пласты характеризуются более низкими величинами отношения ρΔ/ρп, чем водоносные, при одинаковых значениях ΔUСП. По сопротивлению (ρп) пласты нельзя разделить на нефте- и водоносные, а при комплексном использовании данных ρп, ρΔ и ΔUсп такое разделение для большинства пластов производится однозначно.
Радиоактивные методы исследования в тонкослоистых разрезах широкого применения не нашли, так как интерпретация данных РК в тонких пластах разработана слабо. Кроме того, в пластах наблюдается глубокое проникновение глинистого раствора. Однако в некоторых случаях удается выделять по НГК газоносные пласты, производя исследования в обсаженных скважинах через определенное время, достаточное для исчезновения зоны проникновения. Положительные результаты в выделении газоносных пластов удается получить, пользуясь методом НГК, двумя зондами. Для этого применяют прибор, позволяющий одновременно регистрировать две диаграммы НГК - с зондами длиной 35 и 70 см.
Этот метод дает более четкие результаты в разрезах, где чередуются плотные и газоносные пласты, а также в заглинизированных песчаниках.
Тонкие непроницаемые, плотные пласты в рассматриваемых разрезах наиболее уверенно выделяются по диаграммам микрозондов [5]. Применяется аппаратура на одножильном кабеле, позволяющая получать кривую приращений КС на микрозондах, т. е. разность между показаниями градиент- и потенциал-микрозондов. Кривая приращений в совокупности с кривой КС одного из микрозондов позволяет разделять пласты на плотные и проницаемые и во многих случаях оценивать сопротивление зоны проникновения.
Сопротивление зоны проникновения пластов также определяется по данным метода бокового каротажа с аппаратурой АБК-3. Диаграммы бокового каротажа хорошо дифференцируют разрез по сопротивлению и позволяют составить правильное представление о строении и сопротивлении отдельных участков неоднородного пласта или толщи. На рис. 2 приводится сопоставление диаграммы бокового каротажа с диаграммами обычного электрокаротажа и ПС против неоднородного пласта палеоценового возраста. Данные бокового каротажа дают наиболее четкую картину распределения сопротивлений прослоев и характеристику строения пластов.
Для выделения в разрезе проницаемых и поглощающих пластов в нагнетательные скважины через фильтр закачивается вода с растворенным в ней бором и по мере закачки проводится серия измерений НТК. Вследствие аномально высокого сечения захвата тепловых нейтронов бором против поглощающих пластов наблюдаются пониженные, по сравнению с контрольным замером, показания НГК [7].
При контроле цементажа скважин широко применяется цементомер ГГК [3]. При помощи его определяют высоту подъема цемента при двухступенчатом цементаже, когда нижняя ступень не может быть исследована электротермометром в связи с длительным перерывом между заливкой и исследованием скважины, а также при использовании для цементажа шлако-песчаных и бентонитовых смесей. Применение метода ограничивается случаями, когда плотность цемента близка к плотности бурового раствора.
Эффективность промыслово-геофизических исследований низка в разрезах, представленных мергелисто-алевролитовыми породами миоцена южного борта Западно- Кубанского прогиба, карбонатными отложениями юры Адыгейского выступа, а также сильно сцементированными низкопористыми песчаниками и аргиллитами нижнего мела и юры восточных районов края.
В этих разрезах по данным применяемого комплекса геофизических исследований большей частью не удается выделить коллекторы и оценить их нефтеносность. В мергелистых миоценовых отложениях трудности вызваны чрезвычайной пестротой литологического состава и степени сцементированности пород, а также тонко- слоистостью пластов. В них наряду с нефтеносными коллекторами, имеющими гранулярную пористость, залегают и трещиноватые породы.
Диаграммы ПС очень слабо дифференцированы. Тонкие пласты с высоким сопротивлением оказываются нефтегазоносными, водоносными или не дают притоков жидкости. Пример каротажных диаграмм нефтеносного и водоносного участков разреза миоцена приведен на рис. 3. Совместное использование диаграмм электрического каротажа и НГК, а также данных микрокаротажа и кавернометрии несколько повышает достоверность интерпретации, однако геофизические заключения носят характер предположений, и основными при выборе объектов считаются геологические данные, увязанные с результатами опробования соседних скважин.
Сопоставление диаграмм в пределах одной площади затруднено из-за большого непостоянства разреза и линзовидного характера залегания отдельных пластов.
Применяемый комплекс методов не всегда позволяет выделять зоны развитой трещиноватости.
Для оценки сопротивлений газоносных пластов, залегающих среди низкопористых алевролитов (например, на Южно-Советской площади), и определения их эффективной мощности по данным электрокаротажа был использован метод моделирования. Для этого на электроинтеграторе [2] подбирался разрез, позволяющий воспроизвести по конфигурации и величинам КС полученные в скважинах диаграммы, на основании чего определялись параметры исследуемых пластов (сопротивление, мощность, наличие проникновения). Однако такая методика интерпретации трудоемка и не всегда дает исчерпывающие результаты, так как анализируются только данные электрокаротажа. Для повышения эффективности геофизических исследований в подобных условиях необходимо внедрять новые методы каротажа (акустический, микрокавернометрию).
В связи с бурением скважин на большие глубины (3,5-5 км) проведение геофизических исследований в них затруднено из-за плохой проходимости приборов и отсутствия термостойкой аппаратуры. По этой причине геофизические исследования в глубоких скважинах часто ограничиваются проведением электрического каротажа и кавернометрии; микрокаротаж и боковой каротаж не проводятся, а радиоактивные исследования выполняются лишь в отдельных скважинах. Это снижает эффективность разведочного бурения.
Эффективность газокаротажных исследований в глубоких скважинах тоже невысокая, так как бурение обычно ведется с добавками нефти в раствор и с малыми скоростями проходки.
Выводы
Промыслово-геофизические методы исследования скважин в условиях Западного Предкавказья решают широкий круг задач. Однако достоверность геофизических данных зависит как от геологического строения разрезов, так и от полноты применяемого комплекса методов. С целью усовершенствования комплекса геофизических исследований, особенно в глубоких высокотемпературных скважинах, необходимо решить следующие задачи.
1. Разработать термостойкие комплексные приборы (микрозонд-каверномер, микрокаверномер и др.) для геофизических исследований глубоких скважин с применением бронированного кабеля.
2. Разработать аппаратуру для отбивки цементного кольца и контроля за качеством цементажа при применении цементов, близких по плотности к буровому раствору.
3. Разработать методику для отбивки и контроля за перемещениями контакта нефть - вода в условиях невысоких минерализаций пластовых вод и для выделения обводнявшихся нефтегазоносных пластов.
4. Внедрить акустический каротаж и разработать методику выделения трещиноватых коллекторов и оценки их продуктивности.
ЛИТЕРАТУРА
1. Журавлев В.П., Попов В.К. Об учете экранных влияний на кривые КС двух тонких пластов при интерпретации диаграмм электрокаротажа. Прикладная геофизика, вып. 35, Гостоптехиздат, 1962.
2. Кулинкович А.Е. Электроинтегратор ЭКСМ. Прикладная геофизика, вып. 32, Гостоптехиздат, 1962.
3. Попов В.К. Интерпретация результатов промыслово-геофизических исследований скважин Ейско-Березанского газоносного района Краснодарского края. Сб. статей под ред. В.Н. Дахнова «Применение методов промысловой геофизики при изучении газоносных коллекторов», Гостоптехиздат, 1962.
4. Попов В.К., Немце-Петровский В.М. Учет литологического фактора при определении коэффициента газонасыщенности пород по промыслово-геофизическим данным. Разведочная и промысловая геофизика, № 38, 1960.
5. Попов В.К., Валеева Н.Н., Радченко Т.Г. Микрозондирование - эффективный метод исследования газовых скважин. Газовая промышленность, № 10, 1959.
6. Попов В.К., Дворкин З.П. Определение коэффициентов пористости коллекторов по кривым ПС. Геология нефти и газа, 1960, № 5.
7. Попов В.К., Коваленко П.К., Омесь С.П. Новый геофизический метод решения некоторых задач нефтепромысловой геологии в условиях Краснодарского края. Промышленность Кубани, № 8, 1962.
8. Пупон А., Лой М. и др. К интерпретации диаграмм электрометрии скважин в глинистых песках. Вопросы промысловой геофизики, под ред. В.Н. Дахнова, Гостоптехиздат, 1957.
КФ ВНИИгеофизика.
Рис. 1. График ΔUсп=f(ρΔ/ρп ) разделения глинистых коллекторов района Кубани по нефтеводонасыщенности.
Пласты: 1 - водоносные; 2 - нефтегазоносные.
Рис. 2. Сопоставление диаграмм БКЗ и ПС с диаграммой бокового каротажа в отложениях палеоцена.
Рис. 3. Сопоставление диаграмм БКЗ и РК нефтеносных и водоносных отложений миоцена Северо-Крымской площади.
а - скв. 80 (при опробовании получено 15 - 21 м3/сутки нефти); б - скв. 125 (при опробовании получена вода).