О применении метода ГК для выявления ореолов рассеяния УВ над нефтяными залежами

Р.Ш. ХАЙРЕТДИНОВ, Р.Р. ХАЙРЕТДИНОВ, Е.З. ЗОРИН(Татнефтегеофизика), Р.X. МУСЛИМОВ, А.Т. ПАНАРИН (Татнефть), Г.Е. ЯКОВЛЕВ (КГУ)

Образование залежей нефти в карбонатных коллекторах востока и юго-востока Татарии происходило за счет разрушения и переформирования месторождений в нижнем базисном горизонте (терригенном девоне) и последующей ее миграции по восходящим каналам с заполнением трещинных зон [3, 4]. Расположенные выше девонского продуктивного горизонта карбонатные коллекторы по различным геолого-техническим причинам изучены значительно меньше, чем основные объекты эксплуатации, поэтому очевидна важность выявления каналов миграции и ореолов рассеяния УВ над базисным горизонтом для поисков нефтяных залежей в вышележащих отложениях.

Для определения ореолов рассеяния УВ над нефтяными залежами может быть использован метод газового каротажа. Однако он достаточно трудоемок, вследствие чего применяется не во всех скважинах и, кроме того, использование его невозможно в обсаженных скважинах. Известны также наземные радиометрические методы, основанные на выявлении зон пониженной гаммаактивности (в основном ее радиевой составляющей) над нефтяными месторождениями. Общим их недостатком является низкая информативность при неблагоприятных почвенных условиях.

Суть метода ГК заключается в том, что в скважинах, пробуренных на базисный горизонт, по комплексу ГИС над продуктивным пластом и выше выделяют слабопроницаемые неглинистые покрышки и проводят в этом интервале измерения стандартным методом ГК, повышенные показания которого будут свидетельствовать о наличии связанного с УВ ореола рассеяния радиоактивных элементов. В случае глинистых покрышек должна учитываться естественная радиоактивность глин, обусловленная присутствием изотопа ⁴⁰К, для чего измерения необходимо дополнять гамма-спектрометрией.

В нефтеносных залежах наибольшая концентрация радиоактивных элементов (в основном ²³⁸U и ²³²Th и продуктов их распада ²²⁶Ra и ²²⁸Ra) содержится в нефтях и погребенной воде, в которую они попадают за счет выщелачивания минерального скелета горных пород и экстракции из нефтей. Вследствие отсутствия в пластовых водах материнских элементов ²³⁸U и ²³²Th содержание изотопов Ra примерно на порядок меньше, чем в нефтях и погребенной воде. Исключение составляет лишь достаточно тонкий слой пластовой воды, приуроченный к водонефтяному контакту, в котором повышенное содержание Ra обусловлено его экстракцией из нефтеносной части пласта.

В настоящее время общепризнана приуроченность многих нефтяных залежей к трещиноватым зонам, расположенным вблизи древних прогибов. Причем установлено [2], что тектонические трещины в нефтеносной части пласта и покрышке над ним при вторичных процессах либо не цементируются вовсе, либо подвержены цементации в меньшей степени, чем трещины в водоносной части коллектора. Поэтому при формировании или переформировании нефтяных залежей миграция нефти и нефтеводяных смесей с повышенным содержанием Ra будет проходить по восходящей, главным образом над нефтяными частями залежей, что должно приводить к образованию локализованных ореолов рассеяния в плотных слабопроницаемых покрышках и над ними. Приуроченность ореолов повышенной радиоактивности в плотных породах над нефтяными залежами к их нефте-насыщенной части может служить поисковым признаком как для нахождения новых залежей в вышележащих отложениях, так и для выявления самой базисной залежи.

На рис. 1 приведены результаты комплексных измерений электрорадиоактивным и газовым каротажем в скв. 5067 Ново-Елховской площади. По данным люминесцентно-битуминологического анализа (ЛБА) шлама (диаграмма 5), наличие битума фиксируется в нефтеносных песчаниках в интервалах 1763–1768,5 и 1770–1783 м, кыновских аргиллитах (1736–1756 м), саргаевской глинисто-карбонатной пачке (1700–1756 м), семилукско-бурегских отложениях (1618–1700 м) и части воронежских отложений (1524–1618 м), представленных неглинистыми карбонатными породами. В нижней половине последнего интервала значения естественной радиоактивности по ГК несколько повышены (заштрихованный участок диаграммы 3) по сравнению с вышележащими также неглинистыми карбонатными отложениями. Это дает основание полагать, что в данном случае относительное повышение показаний ГК против нижней части воронежских отложений обусловлено наличием ореола рассеяния УВ, который можно установить на фоне неглинистых карбонатных отложений.

Аналогичных примеров установлено много. Так, эталонная нефтяная залежь № 444 в семилукско-бурегских отложениях, вскрытая более чем 150 скважинами, имеет над собой четко выраженный площадной ореол рассеяния УВ, хорошо диагностируемый по ГК [1]. К настоящему времени повышенная радиоактивность над семилукско-бурегским нефтебитуминозным комплексом установлена практически над всеми выявленными бурением залежами нефти в этих отложениях. Таким образом, на основании приведенных данных можно считать вполне правомерным высказанное выше утверждение о возможности использования обнаруживаемых по ГК ореолов рассеяния повышенной естественной радиоактивности для выявления и оконтуривания залежей УВ.

В скв. 344 Ново-Елховской площади (рис. 2), по данным метода ИННКт, наличие нефтебитуминозных пород установлено в интервале 1630–1707 м (заштрихованные прослои), а также под уплотненной (по НГК-60) покрышкой в интервале 1390–1402 м. Превышение показаний ИННКт над НГК в интервале 1414– 1428 м обусловлено (по результатам анализа шлама) доломитизацией, а максимальный пик газопоказаний на глубине 1425 м объясняется длительной остановкой в процессе бурения. Вывод о нефтебитумосодержании в указанных интервалах подтверждается и данными ЛБА шлама. Причем в семилукско-бурегских отложениях (1625–1738 м). зафиксировано два типа битумов: САБА, соответствующий тяжелым малоподвижным битумам, характерным для собственно семилукско-бурегских отложений, и СБА – легкий подвижный битум, свойственный нефтям базисного горизонта Д₁, залегающего ниже 1750 м, а в верхнем из отмеченных нефтебитуминозных интервалов (1390–1402 м) в шламе присутствует только битум СБА.

К сожалению, в интервале 1400–1620 м ввиду низких значений содержания битума пренебрегли выявлением и определением количества его при ЛБА. Тем не менее, относительно повышенные (до 3–6 мкР/ч) показания ГК против фоновых (1–1,5 мкР/ч) позволяют установить в нем наличие ореола рассеяния УВ, являющегося следствием тех же восходящих миграционных процессов, которые привели к образованию залежи в карбонатной пачке (1390–1402 м). При этом тип битума позволяет считать источником поступления нефти в данную залежь девонский базисный горизонт.

Анализ материалов ГИС показал, что восходящая миграция УВ, сопровождающаяся повышением естественной радиоактивности, происходит не только в трещиноватых зонах, приуроченных к прогибам, структурным террасам и другим тектоническим элементам, но и во всех случаях, когда покрышки над нефтяными залежами относительно проницаемы. Наглядным подтверждением этого являются результаты радиометрии, выполненной в интервале от воронежско-бурегских до фаменских отложений по ряду скважин Миннибаевской площади (рис. 3).

В интервале 1536–1626 м скв. 20162, по данным НГК, залегает массивная уплотненная пачка, в пределах которой существенных аномалий на кривой ГК не зафиксировано, за исключением ее подошвенной части (1622– 1626 м), где естественная гамма-активность повышена. Возможно, указанная пачка явилась препятствием для восходящей миграции флюидов, которая происходила лишь в ее нижней, трещиноватой части, представляющей собой переходную зону от пористых карбонатных разностей к уплотненным. В подобном же интервале скв. 9555 плотной массивной покрышки в неглинистых карбонатных отложениях по НГК не выявлено, а на кривой ГК против него отмечаются повышенные показания, свидетельствующие о наличии ореола рассеяния УВ. При этом по мере уплотнения пород интенсивность ореолазатухает, что отражается на кривой ГК снижением показаний.

В скв. 9587 в общем интервале 1371–1579 м отмечаются слегка повышенные показания, связанные, по-видимому, с относительно слабым ореолом рассеяния УВ. В пористом прослое (1365–1371 м), находящемся в кровле карбонатной пачки непосредственно под плотной (по НГК) покрышкой, показания ГК увеличены. Это связано, вероятно, с тем, что вследствие резкого изменения направления восходящей вертикальной миграции на горизонтальную под непроницаемой покрышкой У В заполнили больший объем перового пространства коллектора. Аналогичное объяснение может быть дано и при анализе диаграмм ГК и НГК по скв. 10825. Только в этом случае восходящая миграция УВ происходила, по-видимому, и выше пористых прослоев (1462–1472 и 1500–1515 м), о чем свидетельствуют слегка повышенные по сравнению с фоновыми показания ГК. Следует отметить, что величина естественной гамма-активности (22 мкР/ч) в интервале 1512–1515 м не может быть объяснена увеличением глинистости, поскольку она более чем в 2 раза превышает максимальные показания Г К, в том числе и против аргиллитов. Не может быть вызвано это повышение и образованием зоны кольматации, так как даже в случае интенсивного поглощения карбонатными отложениями глинистого бурового раствора увеличение гамма-активности не превышает 3–5 мкР/ч.

Таким образом, показания ГК отражают достаточно сложную картину вертикальной и латеральной миграции водонефтяных смесей с повышенным содержанием радиоактивных элементов, которая в сильной степени зависит от неоднородности пород в разрезе по коллекторским свойствам, их плотности и т. п. Очевидно, поэтому нельзя рассматривать ореолы рассеяния УВ как строго вертикальные проекции от базисных залежей нефти на земную поверхность или какую-либо глубинную структуру и можно использовать лишь для ориентировочного определения местоположения перспективных в отношении нефтегазоносности карбонатных отложений, которое может быть уточнено с привлечением дополнительной геологической информации.

В итоге анализа материалов ГИС более чем 4000 скважин были выявлены значительные площади с наличием ореола рассеяния УВ, перспективные для доразведки залежей нефти как в семилукско-бурегских отложениях, так и в доманикитах, включающих в себя карбонатные отложения нижнего карбона и фаменского яруса. Исследование ореолов рассеяния УВ по данным ГК с использованием описанной методики представляет значительный практический интерес как для остальных нефтеносных земель Татарии, так и для других нефтегазоносных регионов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Анализ условий формирования залежи нефти в семилукско-бурегских отложениях по геолого-геофизическим данным / Р.X. Муслимов, А.Т. Панарин, Е.Б. Грунис и др. // Геология нефти и газа.– 1989.– № 1.– С. 43–48.
2. Аширов К.Б., Фролова Е.К. О характере трещиноватости продуктивных карбонатных пород палеозоя на месторождениях Куйбышевской области // Сб. Нефтегазовая геология и геофизика.– М.: ВНИИОЭНГ.– 1974.– С. 17–19.
3. Войтович Е.Д., Кензин Ф.А. Закономерности размещения нефти в нижних горизонтах карбонатного девона Татарии и обоснование методики их поисков // Геология нефти и газа.– 1974.– № 3.– С. 6–10.
4. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области / Е.Н. Абдуллин, Л.З. Аминов, Н.М. Акишев и др.– М.: Нед-ра.– 1979.– С. 3–167.

Abstract

Possibilities are indicated for recognizing hydrocarbon scattering halo over oil pools by gamma-logging. Physical / chemical fundamentals of the proposed procedures are discussed and the examples of their practical use are provided.

Рис. 1. Радиоактивный и битумный ореолы в покрышке над семилукско-бурегскими отложениями скв. 5067 Ново-Елховской.

Кривые: 1 – ПС, 2 – КС, 3 – ГК, 4 – НГК; 5 – содержание битума в шламе, %; 6 – кривая суммарных геопоказаний, %

Рис. 2. Исследование характера формирования нефтяных залежей в доманикитах по комплексу ГИС скв. 334 Ново-Елховской.

Кривые: 1– КС, 2– ПС, 3– ГК, 4– НГК, 5А и 5Б– ИННКт; 6– приведенные суммарные газопоказаний, %; 7– тип и содержание битума в шламе, %

Рис. 3. Применение радиометрии при выявлении ореолов рассеяния УВ над семилукско-бурегскими отложениями Миннибаевской площади.

Кривые 1 – ГК, 2 – НГК