К оглавлению	УДК 547.912 + 546.212 001.11 543.871 552.24 (471.43) 550.835
	Л.З. Цлав, В.В. Лаптев

ОБ ОПРЕДЕЛЕНИИ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОСТИ И ПОЛОЖЕНИИ ВНК В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КУЙБЫШЕВСКОГО ПОВОЛЖЬЯ КОМПЛЕКСОМ РАДИОМЕТРИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

Определение нефтеводонасыщенности карбонатных коллекторов и установление положения водонефтяного раздела в них геофизическими методами затруднены из-за чрезвычайной неоднородности карбонатных пород по коллекторским свойствам, структуры порового пространства, количества связанной воды и т. д.

Для преодоления этих трудностей нужно, во-первых, использовать методы, чувствительные к молекулярному или элементному составу жидкостей, заполняющих пласт, или к их физическим свойствам, и, во-вторых, комплексировать различные геофизические методы с целью исключения влияния неоднородности пластов.

В первом случае применялись такие высокочувствительные методы, как метод наведенной активности по Cl, Na, V, гамма-спектрометрия, импульсные нейтронные методы и т.д. В ряде случаев удовлетворительные результаты могут быть получены при помощи электрического каротажа с использованием больших градиент-зондов (В.Д. Сухарева, 1958 г.).

Второй случай связан с использованием таких комплексов промыслово-геофизических методов, как нейтронный гамма-каротаж - нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НГК - НК_Т), нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НК_нт-НК_Т), гамма-спектрометрия по Сl и H и т.д. В данном случае эффект достигается путем подбора методов, показания которых одинаково зависят от коллекторских свойств пластов и по-разному - от содержания хлора [1].

В Куйбышевском научно-исследовательском институте нефтяной промышленности была проведена оценка возможности использования комплекса радиометрических методов НГК-НК_Т для исследования нефтеводонасыщенности карбонатных коллекторов, успешно используемых для определения ВНК в терригенных породах [2]. Однако в условиях карбонатных коллекторов каждый из методов не решает вопроса даже в благоприятных условиях вследствие более сильной зависимости показаний методов от пористости, а не от содержания хлора. Исключить влияние неоднородности коллекторских свойств возможно лишь при комплексировании обоих методов. При этом должна быть соблюдена одинаковая зависимость показаний методов от пористости в возможно более широком диапазоне, в то время как пласты, содержащие хлор, должны давать как можно больший эффект в каждом из методов.

По данным скважинных и модельных исследований. [3], предъявляемые требования могут быть выполнены зондами НГК-50 и НКт-50. Наглядная интерпретация достигается нормированием показаний методов по соответствующим опорным пластам J₂'-J₁'=J₂"-J₁", где J₁ - показание зонда против опорного пласта глин, J₂ -против нефтеносного пласта, а верхние индексы обозначают показания по методам НГК (J') и НК_Т (J").

При этом в глинах и нефтенасыщенных породах кривые НГК и НК_Т совпадают, а в пластах, содержащих хлор (водонасыщенные коллекторы), эти кривые имеют расхождение. Следует отметить, что в плотных известняках также наблюдается небольшое расхождение кривых. Это объясняется различной зависимостью J' и J" от пористости в области малых ее значений (плотные породы довольно легко выделяются по кривым НГК). По этой же причине в качестве опорного выбран нефтенасыщенный пласт вместо традиционного плотного. Вторым опорным пластом служат глины.

В связи с изложенным в качестве нормированных параметров используются

Согласно условиям нормирования в глинах и нефтенасыщенных коллекторах необходимо соблюдать равенство β' = β", а тогда в водонасыщенных пластах, содержащих хлор β' > β". Это служит основанием к использованию комплекса НГК- НК_Т для выделения в разрезе водонасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов, а также определения положения ВНК.

При скважинных исследованиях регистрируются кривые НГК и НК_Т на участке разреза скважины, включающего продуктивный пласт и глины в масштабах, выбор которых определяется наглядностью изображения результата.

После выбора масштабов добиваются совмещения нормированных кривых в глинах, а затем регистрируют кривые в изучаемом интервале.

Для регистрации кривых НГК - НК_Т была использована двухканальная аппаратура на газоразрядных счетчиках. Исследования проводились в обсаженных скважинах с диаметром колонн 5 ¾" и 6". Содержание хлора в пластовых водах составляло в среднем 100-150 г/л. По такой методике были проведены исследования в 16 скважинах месторождений Покровка, Красный Яр и Зольный овраг. Целью исследований было определение положения ВНК и выделение в разрезе отдельно залегающих водоносных и нефтеносных пластов.

Объектами исследований на Покровском месторождении являлись пласты А₄ и А₅ башкирского яруса, представленные кавернозными известняками со средней пористостью 25% и проницаемостью 1 д. Результаты исследования скв. 231 (см. рисунок) позволяют с достаточной точностью по расхождению кривых НГК и НК_Т определить местоположение ВНК в башкирских отложениях на глубине 1080 м. Эти данные подтверждаются результатами активационного анализа по Na и соответствуют промысловым данным соседних скважин. Кроме того, схождением кривых НГК и НК_Т в разрезе скв. 231 характеризуются нефтеносные пласты Верейского горизонта. В других скважинах схождение кривых наблюдается в пластах тульского, алексинского и михайловского горизонтов, что позволяет предположить о возможной их нефтеносности. Всего на площади исследовано восемь скважин, и из них в семи получены положительные результаты по определению положения минерализованных вод в пласте А₄.

На месторождении Красный Яр исследования проводились в отложениях башкирского и Верейского яруса, представленных органогенными и брекчиевидными известняками с пористостью 5-20%.

Аналогичные результаты получены на месторождении Зольный овраг при исследовании отложений турнейского яруса, представленных сильно перекристаллизованными органогенно-обломочными известняками со средней пористостью 9,8%.

В описанных случаях комплекс НГК - НК_Т оказался весьма эффективным как при определении положения водо-нефтяного контакта, так и при выделении отдельно залегающих нефтеносных пластов.

Наряду с этим необходимо отметить ограничения в применении данной методики. Нижний предел чувствительности метода к содержанию хлора для коллекторов с пористостью 15-20% наблюдается при минерализации пластовых вод 50-70 г/л, с пористостью 5-10% - 200-250 г/л. Отсутствие цемента за колонной или плохое его качество исключает возможность достоверной интерпретации в связи с наличием значительных количеств соленой воды в затрубном пространстве.

ЛИТЕРАТУРА

1. Губерман Ш.А. О возможности комплексной интерпретации данных нейтрон-нейтронного и нейтронного гамма-методов исследования скважин. Ядерная геофизика при поисках полезных ископаемых, Гостоптехиздат, 1960.

2. Дворкин И.Л. и др. Опыт применения радиоактивного каротажа для определения положения водонефтяного контакта. Нефт. хоз., № 6, 1959.

3. Цлав Л.З. К вопросу об определении водонефтяного контакта в карбонатных коллекторах. Ядерная геофизика, Гостоптехиздат, 1959.

КуйбышевНИИ НП

Рисунок Результаты определения положения водонефтяного раздела в скв. 231 площади Покровка комплексом методов НГК-НКт.