|
УДК 553.98.061.4(571.1) |
Выделение проницаемых интервалов в породах баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения
В порядке обсуждения.
В.В. ХАБАРОВ, О.М. НЕЛЕПЧЕНКО, Т.В. ПЕРВУХИНА (ЗапСибВНИИГеофизика)
В Западной Сибири открыты своеобразные нефтяные залежи в битуминозных глинистых породах баженовской свиты, приуроченной к границе меловой и юрской систем. Наиболее характерное месторождение этого типа - Салымское. Коллекторами являются сильнобитуминозные глины с содержанием ОВ до 15-20%. Их средняя плотность равна 2,26 г/см3, газопроницаемость 1,77 мД, эффективная пористость 4-6%.
В связи с тем, что по стандартному промыслово-геофизическому комплексу исследований проницаемые интервалы в указанных отложениях не выделяются, на ряде скважин геофизические измерения были проведены по методике двух растворов [4]. Однако при этом встретились существенные затруднения в установлении единых, так называемых критических значений тех или иных геофизических параметров для разделения проницаемых и непроницаемых интервалов разреза. Например, минерализованный раствор принимают пласты, сильно различающиеся по удельному электрическому сопротивлению, которое варьирует в широком диапазоне от пласта к пласту и от скважины к скважине.
Таким образом, не были разработаны приемы, позволяющие распространить результаты геофизических исследований, полученных по методике двух растворов, на новые скважины, исследовавшиеся комплексом стандартных методов.
Вследствие значительной электрической неоднородности битуминозных пород градиент-зонды комплекса БКЗ при выделении проницаемых зон по методике двух растворов дают искаженную картину. В этих условиях (частое чередование пропластков мощностью 0,4-2 м с кажущимися сопротивлениями по БК от 10 до 3000 Ом-м и выше), наиболее эффективен боковой каротаж.
Целью дальнейшего анализа материалов каротажа явилась разработка приемов, позволяющих распространить результаты работ по методике двух растворов на вновь изучаемые скважины. Были установлены определенные геолого-геофизические предпосылки к этому.
Разрезы скважин Салымской площади в интервале битуминозных пород детально коррелируются друг с другом по комплексу данных геофизических измерений.
Скважины, в которых проводились исследования по методике двух растворов, находятся на значительном расстоянии друг от друга - в различных частях структуры, однако полученные результаты по корреляционным сопоставлениям аналогичны (рис. 1).
Изменения геофизических параметров, а также объемной плотности и пористости по материалам лабораторных анализов керна носят закономерный характер, в целом подчиняясь структурному плану. Изучение керна также подтверждает исключительно низкую блоковую проницаемость битуминозных пород (проницаемость матрицы). Их фильтрационные свойства определяются трещиноватостью, а емкостные - межгранулярной пористостью. Исследования шлифов битуминозных пород по методике ВНИГРИ [2] свидетельствуют о незначительном изменении трещинной пористости и проницаемости по площади.
С целью определения критериев разделения пород баженовской свиты на проницаемые и непроницаемые было рассмотрено большое количество геофизических параметров и проведено их сопоставление. Наиболее значащие результаты дало сопоставление следующих относительных параметров:
где Ixгк, Iхнкт и Iопгк, Iопнкт соответственно показания гамма-каротажа и нейтронного каротажа по тепловым нейтронам исследуемого пласта битуминозных пород и опорного пласта вышезалегающих глин ачимовской пачки, однородных по физическим свойствам и прослеживающихся по всему Салымскому району, а ρкx и ρкmax - данные бокового каротажа в исследуемом пласте и в пласте, обладающем максимальным сопротивлением и располагающемся в кровле баженовской свиты.
По пяти скважинам, где проводились исследования по методике двух растворов, детально обработан весь промыслово-геофизический материал.
Выделяются (рис. 2) три характеризующиеся разными значениями параметров зоны: I - непроницаемых пород (βбк <0,1); II - неоднозначности(0,1<βбк <0,45); III - проницаемых пород (βбк >0,45), Iгк >2,75 (к проницаемым отнесены пласты, в которых приращение показаний зонда БК при замере до и после закачки рассола превышает аппаратурную погрешность). Зона неоднозначности при сопоставлении ΔIгк и ΔI существенно уменьшается. Графики сопоставления ΔIгк с ΔIнкт и ΔIгк с βбк взаимно дополняют друг друга.
Многомерный статистический анализ позволил выявить тесные связи между геофизическими и петрофизическими параметрами битуминозных пород. Параметры ΔIгк и ΔIнкт сочетаются с плотностью пород, содержанием ОБ. Наибольший коэффициент множественной корреляции получен для зависимости вида δ=f(ΔIгк, ΔIнкт, βбк), r=0,76.
Уравнение линии регрессии
По этой формуле рассчитаны кривые, приведенные на рис. 2. Шифр кривых - βбк и δ. Привязка лабораторных анализов керна к данным каротажа осуществлялась по методике МИНХиГП [3], причем в основу положена установленная прямая связь общей радиоактивности битуминозных пород с содержанием урана (коэффициент корреляции 0,98). В соответствии с отмеченным керн, гамма-спектрометрические анализы которого делались через 0,5 м по глубине, привязывался к диаграммам ГК. По этим же образцам керна определялись физические свойства и химический состав пород.
Как следует из рис. 2, с увеличением ΔIгк и уменьшением ΔIнкт повышается величина βбк и уменьшается плотность битуминозных пород - возрастает количество проницаемых пластов и, начиная с ΔIтк>=3 (плотность меньше 2,15-2,2 г/см3), пласты проницаемы во всех случаях.
С учетом произведенной привязки керна можно сделать вывод, что большая часть проницаемых пород представлена сильно-битуминозными листовато-плитчатыми горизонтально-слоистыми радиоактивными глинами, приближающимися к диатомитам. Они приурочены преимущественно к верхней и центральной частям свиты.
Установлено, что параметр ΔIгк тесно связан с содержанием ОВ в битуминозных породах, коэффициент корреляции r=0,73. Следовательно, с ростом концентрации ОВ или с уменьшением плотности битуминозных пород число проницаемых пластов увеличивается. Можно предположить, что трещиноватость и листовато-плитчатое строение наблюдаются начиная с определенной концентрации ОВ, что вероятно обусловлено особенностями осадконакопления этих пород. Расслоение и возникновение трещин в битуминозных породах происходили вследствие изменения ОВ и миграции образовавшихся УВ [1, 2].
В целом баженовская свита в Салымском районе представляет собой замкнутую термодинамическую систему. Генерируемые УВ (баженовскую свиту относят к нефтематеринской и нефтесодержащей) мигрировали в направлении наименьшего горного давления по наиболее ослабленным участкам, какими являются микрослои ОВ.
Формированию трещин способствует также элизионный процесс вод, обогащенных углекислотой вследствие метаморфизма ОВ.
Непроницаемые породы (зона I на рис. 2) сложены в основном слабобитуминозными нетрещиноватыми разностями с плотностью 2,3-2,4 г/см3, с βбк <0,05-01. По всем геофизическим признакам они близки к вмещающим глинам.
На графике сопоставления ΔIгк и ΔIнкт отмечаются проницаемые пласты с ΔIнкт = 1-1,5, ΔIнкт>1,5 и βбк =0,1-0,65.
Подобное соотношение параметров характерно для уплотненных карбонатизированных разностей (в некоторых случаях кремнистых).
Таким образом, в разрезе баженовской свиты Салымского месторождения на основе анализа промыслово-геофизического и кернового материалов выделяются два типа коллекторов: 1) разуплотненные сильнобитуминозные глинистые породы с трещинами седиментогенеза (листовато-плитчатые), 2) плотные карбонатизированные (реже кремнистые) отложения с трещинами и кавернами выщелачивания.
Обработка данных по более чем 50 разведочным скважинам Салымской площади с использованием эталонного графика сопоставления параметров ΔIгк, ΔIнкт и βбк (рис. 2) показала, что на долю проницаемых интервалов битуминозных пород приходится в среднем 60-65% общей мощности свиты. При этом второй тип коллекторов имеет подчиненное значение.
С учетом вышеизложенного на новых площадях, где будет производиться подсчет запасов нефти в битуминозных породах, представляется целесообразным осуществить специальные промыслово-геофизические исследования по методике двух растворов в двух-трех скважинах. Необходимо также проводить каротаж до и после опробования скважины с целью определения мощностей работающих интервалов. Использование эталонных графиков сопоставления геофизических параметров ΔIгк, ΔIнкт, βбк позволит оценить эффективные мощности в битуминозных породах.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гурари Ф.Г., Гурари И.Ф. Формирование залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1974, № 3, с. 36-40.
2. Зарипов О.Г., Ушатинский И.Н. Особенности формирования, строения и состава битуминозных отложений баженовской свиты в связи с их нефтеносностью. - Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, вып. 113, 1976, с. 53-71.
3. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф. Влияние привязки керна и его представительности на тесноту связей между коллекторскими и геофизическими свойствами пород. - В кн.: Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин. М., 1971, с. 101-105.
4. Нелепченко О.М., Ахияров В.X., Басин Я.Я. Оптимальные комплексы геофизических исследований нефтяных и газовых скважин Западной Сибири. - Труды ЗапСибНИГНИ, М., вып. 91, 131 с.
5. Салымский нефтеносный район/А.М. Бриндзинский, И.И. Нестеров, Г.Р. Новиков и др. - Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, вып 41, 1971, 314 с.
Рис. 1. Корреляция кривых бокового каротажа в интервале битуминозных пород по скважинам Салымской площади.
Кривые замера: до (1) и после (2) закачки раствора
Рис. 2. Сопоставление относительных параметров НКТ, ГК, БК битуминозных пород Салымской площади.
Пласты: 1 - непроницаемые по методу двух растворов; 2 - проницаемые; 3 - кривые рассчитаны по зависимости 1/δ= 0,401-0,0402*β2бк+0,0191*ΔIгк -0,0078*ΔI3нкт, шифр кривых [βбк, δ]. Зоны: I - непроницаемых пород, II - неоднозначности, III - проницаемых пород