На ранней стадии разработки нефтяных месторождений наибольшее внимание обычно уделяется изучению основных залежей нефти [1]. Что касается других залежей нефти, расположенных в прилегающих частях разреза, то интерес к ним проявляется позднее. Отмеченная этапность доразведки месторождений отражается на проведении геолого-геофизических исследований. Так, на некоторых месторождениях Татарской АССР на раннем этапе их освоения детально изучались лишь интервалы терригенных отложений палеозоя небольшой мощности. Остальной, наиболее мощной и перспективной части карбонатного разреза верхнего девона, нижнего и среднего карбона не уделялось должного внимания. Комплекс промыслово-геофизических работ был неполным: редко отбирался керн и мало проводилось опробований пластов. В результате этого образовался значительный фонд эксплуатационных скважин, в которых перспективные интервалы карбонатного разреза оказались недостаточно изученными. Возникла необходимость в массовых дополнительных исследованиях этой части разреза через обсадную колонну комплексом импульсного и стационарного нейтронных методов (ИННК-НГК). Такие работы в Татарии начали проводиться в слабоглинистых частях карбонатного разреза с 1964 г. Объем их стал интенсивно расти с 1972 г. и в 1975 г. составил 460 скважин. В последующие годы, как показано в табл. 1 , он несколько сократился. Всего к 1980 г. комплекс нейтронных методов применен в 2707 скважинах. Было выделено 5853 перспективных на нефть объекта, из них нефтеносными по насыщению оказались 1632 и возможно нефтеносными - 4221.

Опробования через колонну проведены в 407 выделенных объектах. В 53 % случаев получены притоки нефти безводной и с водой и воды с признаками нефти. Как следует из табл. 2 , сравнительно низка эффективность опробований пластов, охарактеризованных как возможно нефтеносные. Притоки нефти и воды с признаками нефти из таких пластов в наиболее перспективных интервалах карбонатного разреза составляют около 30 % случаев. В карбонатной же части франского яруса и нижнефаменского подъяруса, где пласты по насыщению разделяются чаще всего неопределенно, притоки нефти встречаются редко. Наблюдавшееся в отдельные годы падение эффективности опробований обусловлено выбором пластов с неуверенной характеристикой насыщения.

Наиболее высока эффективность опробований пластов верхнефаменского подъяруса, турнейского, башкирского и московского ярусов, охарактеризованных по насыщению как уверенно нефтеносные. Притоки нефти из таких пластов получают в 74-85 % случаев.

Результаты опробований пластов указывают на необходимость повышения эффективности промыслово-геофизических исследований в карбонатном разрезе. Улучшить однозначность интерпретации результатов применяемого комплекса методов можно путем уточнения ее критериев и палеточных зависимостей, получаемых при сопоставлении геофизических параметров с данными по керну и опробованиям пластов

Неопределенная характеристика насыщения пластов обусловлена недостаточностью применяемого сейчас комплекса методов. Сильно влияют при этом такие не учитываемые в настоящее время факторы, как изменчивость минералогического состава карбонатных пластов и искажение насыщения пород прискважинной зоны из-за оставшегося после обсадки скважины фильтрата бурового раствора или из-за плохого качества цемента Чтобы учесть степень влияния мешающих факторов, необходимо расширить комплекс методов. Из новых методов исследования обсаженных скважин в стадии внедрения находится акустический. В настоящее время он широко применяется при изучении качества цемента скважин. При плохом сцеплении цемента (по данным этого метода) возможны ошибочные сведения о насыщении пластов. Опробования нефтеносных пластов при этом дают чаще всего приток воды. Так, в верхнетурнейском подъярусе при плохом сцеплении цемента в 92 % случаев получают обводненную продукцию или пластовую воду, тогда как при хорошем и слабом сцеплении в 45 % случаев получают безводную нефть

В стадии опробования и внедрения находятся такие новые модификации известных методов, как широкополосная акустика и двухзондовый нейтрон-нейтронный метод [3, 4].

Однако новые геофизические методы относительно медленно разрабатываются и особенно внедряются. Поэтому всегда существует потребность в более эффективном применении известных методов. Большое значение приобретает использование уже накопленной геофизической информации. Одно из направлений ее более эффективного применения, отвечающих условиям разбуренных месторождений, состоит в проведении совместной интерпретации по группе близко расположенных скважин. При таком подходе открывается возможность изучать нефтеносность пластов при контролировании ее структурным фактором. В пластах следует статистически увязывать данные промыслово-геофизических исследований с гипсометрическими отметками глубин. Таким путем можно исключить влияние как искажающих проникновений, так и изменчивости минералогического состава, потому что с гипсометрическим положением в таком пласте связано лишь распределение газа, нефти и воды.

Один из известных и используемых в Татарии способов площадной интерпретации состоит в оценке насыщения пласта вначале в каждой скважине [2]. Из-за недостаточной эффективности применения комплекса методов такая оценка в отдельных случаях может быть ошибочной, поэтому полученный результат следует считать случайным. Используя такие неуверенные оценки насыщения, можно на каждом гипсометрическом уровне вычислять вероятность f_н (своего рода показатель нефтеносности, выражаемый как отношение количества скважин, в которых пласт на данном уровне характеризуется нефтеносным, к общему количеству скважин, пересекающих пласт на этом же гипсометрическом уровне). Затем строится график зависимости f_н от гипсометрического уровня (Н). Если пласт содержит нефть, то при высоких показателях Н вычисленные значения f_н будут значительно больше, чем при низких (см. рисунок ). В водоносном пласте значения f_н на всех гипсометрических уровнях должны быть примерно одинаковыми и отражать относительное количество пересечений пластов, которые характеризуются как ложно нефтеносные. Такой путь интерпретации промыслово-геофизических данных позволяет не только уверенно выявлять залежи нефти в карбонатном разрезе, но и определять по кривым спада f_н с глубиной положение ВНК [2]. Ограничение рассматриваемого способа состоит в том, что им нельзя пользоваться при детальном изучении изменения ВНК по всей залежи, а можно устанавливать лишь его среднестатистический уровень.

К настоящему времени на наиболее крупных структурных поднятиях Зеленогорском, Миннибаевском, Абдрахмановском и Куакбашском Ромашкинского месторождения образовалась достаточно густая сеть скважин, в которых интервал перспективных фаменско-турнейских карбонатных отложений исследовался комплексом методов ИННК-НГК через обсадную колонну. На этих площадях стало возможным применять рассмотренный статистический способ при интерпретации данных этого комплекса. В результате этого на Зеленогорской площади в отложениях нижнетурнейского подъяруса были выявлены залежи нефти, пропущенные при бурении. Установленный ранее уровень ВНК на этих залежах подтвердился при опробовании пластов через колонну в трех и отбором керна в пяти пробуренных в последние годы оценочных скважинах. С помощью данных ИННК-НГК на этой площади, кроме того, уточнен уровень ВНК в верхнефаменском подъярусе, который подтвердился при последующих опробованиях в скв. 8576. На других площадях результаты ИННК-НГК также широко использовались для дополнительного изучения нефтеносности пластов фаменско-турнейских отложений и уточнения ВНК.

Дополнительные сведения о нефтеносности пластов при обобщении материалов ИННК-НГК получаются при ликвидации зоны проникновения фильтрата бурового раствора в некоторых обсаженных скважинах. Однако в отдельных скважинах зона проникновения сохраняется, что приводит к ошибочной характеристике насыщения пластов. Поэтому для получения уверенных результатов, исследования методами ИННК-НГК целесообразно планировать как можно в большем числе скважин на каждом структурном поднятии, а затем проводить совместную интерпретацию данных. Необходимо также реализовать имеющиеся технические возможности повышения качества измерений ИННК, НГК и ГК (цифровая запись диаграмм, определение нейтронных параметров и др.). Это позволит обрабатывать материалы на ЭВМ и проводить комплексную интерпретацию результатов этих методов с данными акустических и электрометрических методов.

1. Выделение продуктивных пластов геофизическими методами в обсаженных скважинах при доразведке месторождений нефти и газа /Л.Г. Петросян, В.П. Иванкин, А.С. Школьников и др. - Временное метод, пособие. М., ВНИИЯГГ, 1971.
2. Изучение нефтеносности карбонатных пластов по промыслово-геофизическим методам /Ю.В. Кормильцев, Г.М. Донов, Е.З. Зорин, Ш.Г. Киреев. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1979, № 10, 27-29.
3. Применение комплекса ядерно-акустических методов при изучении нефтеносности карбонатных коллекторов в обсаженных скважинах /Л.Н. Воронков, Ю.В. Кормильцев, Э.Г. Урманов и др. - Нефтегаз. геол и геофиз., 1976, № 11, с. 35-37.
4. Кузнецов О.Л., Муслимов Р.X., Урманов Э.Г. Применение акустического и ядерно-геофизического методов каротажа в обсаженных скважинах для детального изучения карбонатных отложений при доразведке нефтяных месторождений. - Экспресс-информация. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз., 1980, вып. 8, с. 13-19.

Таблица 1

Объемы исследований ИННК-НГК и полученные результаты

Таблица 2

Результаты опробования карбонатных пластов в разрезах скважин, исследованных комплексом методов ИННК-НГК

Рисунок

Зависимость вероятности f_н отнесения пласта к нефтеносному от абсолютных отметок глубин Н.

Пласты: 1 - нефтеносный, 2 - водоносный; 3 - уровень ВНК.

, где и - максимальное и минимальное значения вероятности