Интерпретация данных газового каротажа глинистых отложений
П.А. ЛЕВШУНОВ
При исследовании методом газового каротажа рудных и понтических глинистых отложений плиоцена на Анастасиевско-Троицком нефтегазоносном месторождении Краснодарского края по многим скважинам в 400-метровой толще глин примерно в интервале глубин 1 000-1 100 м (понт) был получен ряд высоких значений газопоказаний. В качестве примера приводим данные газового каротажа по скв. 78 Анастасиевской площади (рис. 1).
Газоносный пласт-коллектор с хорошими физическими свойствами (проницаемость и др.) слабо отражается на газокаротажной диаграмме, а иногда и совсем не отбивается, что объясняется задавливанием газа в пласт глинистым раствором (его фильтратом), так как в процессе бурения скважины гидростатическое давление последнего всегда выше пластового. Глинистая порода практически имеет нулевую проницаемость, и если в ней содержатся газообразные углеводороды даже незначительной концентрации, то при разбуривании долотом все газообразные углеводороды поступят в циркулирующий глинистый раствор и тем самым обусловят повышенные газопоказания на газокаротажной диаграмме, иногда по своим значениям во много раз больше таковых газоносного пласта промышленной ценности.
Возникает вопрос, почему в мощной толще глин только отдельные ее интервалы являются газонасыщенными?
При исследовании методом газового каротажа упомянутых выше глинистых отложений в скв. 472 Троицкой площади в интервале 1053-1066 м были получены высокие значения газопоказаний, обусловленные метаном, со следами тяжелых углеводородов (рис. 2).
Данные потенциал- и градиент-зонда электрокаротажа по параметрам КС и ПС не выделяют исследуемого интервала из глинистой толщи. Проведенные по другим скважинам исследования аналогичных глинистых отложений нейтронным гамма-каротажем также не дали ожидаемых аномалийных показателей, характерных для газонасыщенных пород (см. рис. 1). Толща глин, независимо от степени газонасыщенности ее отдельных интервалов, отбивалась одинаковыми показателями всех промыслово-геофизических методов исследования скважин, т.е. их данные определялись только породой, а не содержащимся в ней углеводородным газом. Следует оговориться, что иногда при подобной характеристике пород параметрами КС и ПС электрокаротажа возможно наличие в них промышленных скоплений углеводородов. Это может наблюдаться, когда коллектор не пористый, а трещиноватый или когда он представляет собой частое чередование тонких пропластков глин и углеводородсодержащих песков.
Для изучения указанного явления как в пределах интервала повышенных газоноказаний, так выше и ниже его боковыми стреляющими электрогрунтоносами были отобраны образцы пород, выраженные глинами. Петрографический и механический анализы образцов пород позволили установить, что во всех случаях они были представлены глинами известковистыми, пропитанными органическим веществом различной концентрации.
В интервале 1055-1059 м основная масса пород сложена тесно перемешанными между собой глинистым материалом и микрозернистым карбонатом кальция. Последний распределен равномерно и составляет примерно 45,0%.
В породе встречены единичные песчаные и алевритовые зерна кварца (1,0-3,0%).
Вся порода слабо пропитана органическим веществом и, кроме того, местами содержит сгустки и прожилки темнобурого, почти черного органического вещества (4,0-5,0%).
В интервале повышенных газопоказаний 1060-1065 м порода по составу и структуре аналогична описанной выше, но отличается следующим.
1. Более повышенной концентрацией микрозернистого карбоната кальция, доходящей до 54,0%, с зернами до 0,2 мм.
2. Повышенным содержанием песчаных и алевритовых зерен кварца и реже полевого шпата, иногда образующих скопления (4,0-5,0%).
3. Вся порода пропитана органическим веществом, местами образующим сгустки и прожилки до 0,35 мм. Встречены крупные обломки органических остатков размером до 1,0 мм (1,0-3,0%), среди которых имеются более мелкие фосфатные обломки, вероятно, остатки рыб.
В данном случае органическое вещество, по-видимому, является не только генератором углеводородного газа, но в значительной степени повышает коллекторские свойства глин.
На глубине 1070 м порода по своему составу и структуре аналогична описанным выше, но отличается значительно меньшим содержанием микрозернистого карбоната кальция, концентрации которого снижаются до 26,0%, песчано-алевритовой примеси (1,0- 2,0%) и концентрацией органического вещества (2,0-3,0%).
При определении нерастворимого остатка породы было установлено следующее.
|
Глубина, м |
Нерастворимый остаток породы, (средний), % |
|
1055,0-1059,0 |
55,0 |
|
1060,0-1065,0 |
46,0 |
|
1066,0 |
73,9 |
Самые низкие значения растворимой части породы относятся к последнему интервалу, т.е. в интервале низких значений газопоказаний наблюдаются резко заниженные концентрации карбоната кальция.
Сопоставляя первый и третий интервалы со вторым, можно заключить, что глина интервала повышенных газопоказаний отличается от выше- и нижезалегающих глин повышенной концентрацией и более крупной структурой карбоната кальция и органики, повышенным содержанием песчано-алевритовой фракции.
Люминесцентно-капиллярный анализ образцов пород дал следующие результаты.
|
Глубина, м |
Концентрация битума, баллы |
Содержание битума в породе, % вес. |
|
1055 |
8 |
4,0 • 10-2 |
|
1057 |
8 |
4,0 • 10-2 |
|
1059 |
8 |
4,0 • 10-2 |
|
1060 |
7 |
2,0 • 10-2 |
|
1061 |
7 |
2,0 • 10-2 |
|
1062 |
7 |
2,0 • 10-2 |
|
1063 |
7 |
2,0 • 10-2 |
|
1064 |
7 |
2,0 • 10-2 |
|
1065 |
8 |
4,0 • 10-2 |
|
1066 |
9 |
8,0 • 10-2 |
|
1067 |
8 |
4,0 • 10-2 |
В глинах интервала повышенных газопоказаний по сравнению с выше- и нижезалегающими глинами наблюдаются пониженные концентрации битума, что, вероятно, свидетельствует о частичном превращении легких фракций битуминозных веществ в углеводородный газ.
По всему исследованному интервалу отмечены повышенные концентрации пирита в глинах (2,0-4,0%), что указывает на восстановительную обстановку процесса газообразования.
Можно предполагать, что вся толща понтических глин плиоцена является газоматеринской, углеводородный газ в которой скапливается в местах с наибольшей концентрацией карбоната кальция, органических веществ и с повышенной песчанистостью глин. Следует отметить, что выше и ниже рассматриваемой 400-метровой толщи глин имеются песчаные промышленные газоносные пласты, концентрация газа в которых, вероятно, обусловлена его миграцией из указанной толщи пород.
Рассмотрим другой пример.
При исследовании методом газового каротажа толщи аргиллитов, относящейся к нижнему мелу, в скв. 43 Северо-Алясовской площади Березовского газоносного района был получен ряд повышенных газопоказаний, по величине не отличающихся от газопоказаний ниже их залегающего промышленно газоносного пласта (рис. 3). Рассматриваемая толща аргиллитов в значительной мере насыщена битумом, исследования люминесцентно-капиллярным методом показали, что количественная и качественная характеристики битума аргиллитов аналогичны нефтенасыщенным породам.
По скв. 12 Чуэльской площади того же района был проведен газовый каротаж по шламу, в результате которого из рассматриваемой толщи аргиллитов получили углеводородный газ, по своему составу аналогичный газу промышленно газоносного пласта. Это дает основание считать толщу аргиллитов источником формирования газовой залежи (рис. 4).
Уменьшение концентрации метана в углеводородном газе, извлеченном из шлама, объясняется тем, что он за счет высоких упругих свойств относительно своих гомологов при отборе шлама улетучился в атмосферу в более значительных концентрациях. Наличие пониженных концентраций тяжелых углеводородов в природном газе пласта объясняется тем, что из плотных аргиллитов в пласт-коллектор поступали преимущественно легкие углеводороды.
Метод газового каротажа предназначен и применяется для выявления по разрезу исследуемых скважин в процессе бурения нефтегазоносных пластов промышленного значения. Для более уверенной интерпретации получаемых данных необходимо параллельно изучать и коллекторские свойства пород, обусловивших газопоказания, что внесет значительный элемент однозначности при интерпретации данных газового каротажа.
В начале повышенных газопоказаний можно произвести отбор керна или шлама; при разбуривании относительно мягких пород рекомендуется отбирать образцы пород боковыми стреляющими электрогрунтоносами.
Изучение повышенных газопоказаний в глинах может иметь большое значение для поисков нефтегазоматеринских пород, установления закономерностей формирования залежей нефти и газа промышленного значения.
ЛИТЕРАТУРА
1. Флоровская В.Н. Люминесцентно-битуминологический метод в нефтяной геологии. МГУ, 1957.
2. Туркельтауб Н.М., Шварцман В.П. Применение теплодинамической установки в газовом каротаже. Сб. «Результаты геохимических исследований». Гостоптехиздат, 1958.
3. Миллер Г.К. Влияние природного газа на добычу нефти. Нефтяное издательство. М., 1930.
4. Левшунов П.А. Отчет по тематическим работам. Фонды ВНИГНИ, 1957.
ВНИГНИ
Рис. 1. Анастасиевская площадь, скв. 78.
Рис. 2. Троицкая площадь, скв. 472.
Рис. 3. Северо-Алясовская площадь, скв. 43.
Рис. 4. Хроматермограммы углеводородного газа. Чуэльская площадь.
а - газ отобран из газоносного пласта; б - газ извлечен из шлама.