К оглавлению журнала

 

УДК 550.832:552.578.2.061(470.56)

© Коллектив авторов, 1990

Выделение и оценка коллекторов в отложениях девона юго-запада Оренбуржья по данным ГИС

В.П. СТЕНИН, Ю.М. КУТЕЕВ, И.А. КУЗНЕЦОВ (Оренбурггеология), В.Г. ФОМЕНКО (ВНИГИК), Э.Г. РАБИЦ(ВНИГНИ)

Дальнейшие перспективы развития нефтяной промышленности Оренбургской области связаны с девонскими отложениями, залегающими на глубинах от 4000 до 5000 м. Первым месторождением, подготовленным к промышленной эксплуатации девонских залежей нефти, стало Зайкинское, запасы которого утверждены ГКЗ СССР в 1987 г.

Нефтеносными на Зайкинском месторождении являются кварцевые песчаники пластов ДIII, ДIV и карбонатные разности пласта ДIV. Пласт ДIII делится на два объекта и состоит из пропластков песчаников, алевролитов и аргиллитов, пласт ДIV разделяется глинисто-карбонатными разностями также на два пласта. На диаграммах ГИС эти пласты прослеживаются уверенно и надежно. В отдельных скважинах наблюдается литологическое замещение или выклинивание отдельных пропластков-коллекторов. Карбонатный пласт ДV глинисто-карбонатной толщей также разделен на два пласта; для карбонатов характерна литологическая расчлененность и изменчивость коллекторов.

Продуктивный разрез вскрыт девятью поисково-разведочными и девятью эксплуатационными скважинами. Эффективные толщины песчаников колеблются от 1 до 14, карбонатов – от 0,4 до 24,4 м.

В поисково-разведочных скважинах девонские отложения Зайкинского месторождения исследованы расширенным комплексом ГИС. Наряду с обязательными для района методами (каротаж ПС, БКЗ, МК, БМК, БК – зонд БК-3, ИК – зонд 8И1,4, ГК, НГК, АК по скорости, кавернометрия) при детальных исследованиях проведены импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) – восемь скважин, многозондовый нейтронный каротаж (МНК) пять скважин, плотностный гамма-гамма каротаж (ГГКП) – четыре скважины, диэлектрический каротаж (ДК) – две скважины, боковой семиэлектродный каротаж (БКС) – одна скважина, акустический низкочастотный (широкополосный) каротаж (АКШ) – одна скважина.

Для повышения эффективности разведочных работ и степени обоснованности подсчетных параметров для отдельных скважин была реализована программа дополнительных геофизических и петрофизических исследований:

Анализ и обобщение полученных столь обширных геолого-геофизических материалов позволили достоверно выделить в изучаемых пластах коллекторы и обосновать их подсчетные параметры, а также выявить некоторые особенности изучения этих пластов методами ГИС.

Выделение коллекторов. Задача выделения коллекторов и определения их эффективных толщин в терригенно-карбонатном разрезе девона Зайкинского месторождения не является сложной. Этому способствуют геологические условия залегания продуктивных пластов, технологические условия бурения скважин, информационная достаточность выполненного комплекса ГИС.

Для выделения проницаемых интервалов использовались:

1) прямые методы, основанные на результатах непосредственного опробования пластов приборами на кабеле (ГДК, ОПК) и трубах (ИП);

2) прямые качественные геофизические признаки, являющиеся следствием проникновения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласт (рис. 1);

3) количественные критерии, основанные на граничных значениях различных геофизических параметров, связанных с ФЕС пород.

Как правило, в качестве прямых качественных геофизических признаков используются:

  1. отражаемое на кавернограмме (Кав) сужение диаметра скважины вследствие нарастания на стенках фильтрационных глинистых корок;
  2. превышение показаний микропотенциал-зонда над показанием микроградиент-зонда на кривых микрокаротажа (МК);
  3. изменение сопротивлений пластов в радиальном направлении по данным электрических видов каротажа (ЭК) с различной глубиной исследований (БМК, БК и др.).

Для девонских отложений Зайкинского месторождения перечисленные выше прямые геофизические признаки дают неоднозначные результаты.

Как правило, суммарные нефтенасыщенные толщины, выделенные по кавернограмме в интервалах пласта, превышают их величину по данным МК или БМК. Это связано с тем, что вследствие систематических добавок в ПЖ нефтепродуктов, обработки ПЖ некачественным баритом, кольматирующим поровое пространство коллекторов при бурении, кривые МК против коллекторов искажены (рис. 2). Замеры каверномера и МК, выполненные в промежутке времени от 3 сут до1,5 мес, подтверждают электрическую неоднородность глинистой корки из-за внедрения в нее нефтепродуктов. Эффективные толщины, выделяемые по кавернограмме, остались такими же, в то время как на кривых МК изменились не только их величина, но и местоположение в пласте. Характерно, что технологическое влияние на МК в карбонатах оказалось более заметным и сформировалось на меньшее время, чем в терригенной части разреза.

Неинформативность МК в девонских отложениях Зайкинского месторождения при выделении проницаемых интервалов потребовала поиска других геофизических признаков, указывающих на проникновение в пласт фильтрата ПЖ, на которые загрязнение ПЖ нефтепродуктами не оказывало бы влияния. Такими геофизическими признаками обладают замеры двухзондового ИИНК, проведенные и обработанные по методике с компенсацией влияния водородосодержания (ИННК-КВ). Компенсация влияния изменений пористости на ИННК-КВ осуществлялась для водоносных пластов. В этом случае отношение показаний двух зондов в водоносных пластах не будет зависеть от пористости. В нефтеносных пластах наблюдалось расхождение записываемых кривых, причем показания большого зонда были меньше, чем показания малого зонда. В наиболее плотных пластах (Кп<0,03) наблюдалось незначительное обратное соотношение. Так как водоносные пласты были вскрыты в единичных скважинах, нормировка (выбор длины зондов и времен задержек) осуществлялась по плотным и глинистым (до чистых глин) породам, которые по нейтронным характеристикам эквивалентны водоносным известнякам.

Проницаемые пласты-коллекторы по данным ИННК-КВ выделялись по превышению показаний малого зонда над большим (см. рис. 2 и рис.3).

Кумулятивные кривые распределения коллекторов и неколлекторов, построенные по данным ИННК-КВ и МК не одинаковы для коллекторов.

По данным ИННК-КВ количественный критерий Кп.гр, отвечающий границе “коллектор-неколлектор”, для пластов ДIII и ДIV равен 0,058, для пласта ДV – 0,049, в то время как по данным МК Kп.гр оценены соответственно в 0,07 и 0,056. Согласно данным капилляриметрических исследований керна,проведенных во ВНИГНИ, установлены граничные значения Кп.гр для пластов ДIII-IV – 0,065 и ДV – 0,05. Совпадение граничных значений, установленных по ИННК-КВ и керну, подтверждает обоснованность выделения коллекторов при существующей технологии вскрытия девонских пластов по данным ИННК-КВ, а не по МК. Дополнительно это обстоятельство подтверждается данными ГИС при испытании, путем регистрации факта проникновения минерализованной воды при глушении скважины.

Оценка характера насыщения. При оценке характера насыщения девонских пластов Зайкинского месторождения применена методика, описанная в [1–3]. По результатам выполненных во ВНИГНИ и ВНИГИКе капилляриметрических исследований на образцах были рассчитаны и обоснованы критические значения водонасыщенности, отвечающие безводному притоку продукта (Кв*), чисто водному притоку (Кв**) и Кв.кр, позволяющие оценить характер насыщения пласта по данным rп и kп определяемым по ГИС. В методике, изложенной в этих работах, различие движения фаз (нефть, вода) в многофазовом потоке не учитывается, что в некоторых случаях может привести к некорректности в определении критических значений kв*, Кв.кр, kв**. Для повышения достоверности определение критических значений водонасыщенности девонских залежей Зайкинского месторождения при расчете относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды было уточнено с учетом движения фаз в мно-гофазовом потоке. Относительные критические значения kв*, kв** рассчитывались по формулам:

Для пластов ДIII, ДIV, ДV они соответственно равны 0,36, 0,45, 0,40 и 0,82, 0,82 и 0,6.

Используемые при расчетах kв* и kв** значения kв.о определялись по петрофизическим зависимостям kB=f(Кп), полученным на керне для каждого из исследуемых пластов.

Опробование построенных на этих расчетах палеток показало, что в большинстве случаев результаты оценки характера насыщения хорошо согласуются с данными испытаний.

При определении местоположения ВНК в пласте ДV использовалось относительное критическое значение Кв*=0,45.

Большой набор методов ГИС (НГК, МНК, АК по скорости, ГГКП), реагирующих на пористость, выполненный на месторождении, позволил достаточно надежно определить коэффициенты пористости продуктивных пластов с учетом литологии и структуры порового пространства по известным методикам [2, 3].

Определение коэффициентов нефтенасыщенности коллекторов. Полученная на Зайкинском месторождении при определении коэффициентов нефтенасыщенности по величине УЭС пласта зависимость rп от (kв) отличается от общепринятой. Зависимость Рн=f(Кв) в билогарифмическом масштабе криволинейна. Криволинейность ее, по-видимому, связана с частичной гидрофобизацией коллекторов. Коэффициенты нефтенасыщенности пластов высокие (0,93–0,95).

Значения kн полученные по данным rп, подтверждены результатами определения этого подсчетного параметра через информацию других методов ГИС – ДК (одна скважина) и ИННК (пять скважин).

Оценка коэффициента вытеснения нефти водой. В основу расчета коэффициента вытеснения нефти водой были положены результаты замеров ИННК. Измерялись два временных декремента затухания поля импульсного источника нейтронов: сначала при насыщении прискважинной части пласта пресным фильтратом ПЖ, совпадающим по нейтронным характеристикам с нефтью, а затем при насыщении этой же части пласта-коллектора минерализованной водой, применяемой в качестве ПЖ при “глушении” скважины в процессе испытания.

Определение коэффициента вытеснения сводилось к решению системы двух уравнений, в итоге которой получена формула [4]:

где l2, l1 – исправленные за влияние скважинных условий декременты затухания, зарегистрированные при насыщении прискважинной зоны пласта пресной и соленой водой; lв lн lск – декременты затухания в минерализованной воде, нефти и скелете породы.

Согласно расчетам, среднее значение Квыт для пласта ДIII равно 0,64, для пласта ДV – 0,72. Эти данные согласуются с результатами, полученными на керне, несмотря на то, что определенные по ГИС значения Kвыт являются минимально возможными, поскольку принятое допущение в близости значений декрементов затухания в нефти и пресном фильтрате ПЖ приводит к занижению значений этого коэффициента.

Оценка достоверности результатов интерпретации материалов ГИС. По установившейся традиции результаты испытаний являются критерием оценки достоверности характера насыщения, установленного при интерпретации материалов ГИС. Однако качество цементирования ствола скважины, отступления от оптимального проектного режима проведения испытаний и ряд других объективных и субъективных причин ставят достоверность использования этого критерия в качестве истинного под сомнение.

С целью выяснения достоверности интерпретации данных ГИС в отдельных скважинах Зайкинского месторождения были выполнены специальные ГИС, сопровождающие процесс испытания продуктивных пластов. Эти исследования выполнялись по методике “каротаж – испытание – репрессия– каротаж” (см. рис. 3).

В скв. 565 пласт ДV-3 перфорирован в интервале 4560–4580 м. При испытании получен приток нефти дебитом 218 т/сут. Такой дебит вызывает сомнение, поскольку по данным ГИС этот интервал не имеет высоких ФЕС. На основании данных ГИС (ИННК-КВ и термометрия), сопровождающих процесс испытания, было установлено, что приток нефти поступает из вышезалегающего пласта ДV-2 (интервал 4490–4520 м). Эти данные дополнительно подтверждаются тем, что после установки цементного моста в интервале 4540–4580 м и перфорации интервала 4490–4520 м скважина продолжала работать в том же режиме.

На примере скв. 565 видно, что проведенные на месторождении ГИС, сопровождающие процесс испытания, позволили повысить достоверность выделения коллекторов и обоснованность в определении их подсчетных параметров.

Обобщая изложенное, можно сделать вывод, что реализация комплексного использования данных стандартных и дополнительных методов ГИС, в том числе проведенных в процессе испытания пласта, позволила обоснованно определить подсчетные параметры коллекторов в отложениях девона Зайкинского месторождения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Венделыитейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазоносных коллекторов.– М.: Недра.– 1978.
  2. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях.– М.: Недра.– 1983.
  3. Методические указания по проведению геофизических исследований поисковых и разведочных скважин в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и интерпретации получаемых материалов / С.Г. Астоян, О.Н. Кропотов, В.Г. Фоменко и др.– Калинин: Изд. ВНИГИК.– 1986.
  4. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений / Я.Н. Басин, И.А. Мартьянов, Л.Г. Петросян.– М.: Недра.– 1978.

Abstract

As exemplified by the Devonian of the Zaikinskoye field (southwestern Orenburzh'ye), an approach is proposed to the combined use of the data derived from the conventional and supplementary methods of geophysical well logging and core examination that allowed the calculated parameters of reservoirs to be reasonably determined. The drilling technology (oil additives, great depths, etc.) applied in this area leads to not single interpretation of micrologs. Impulse neutron-neutron logging data are provided to identifu reservoirs.

Рис. 1. Выделение проницаемых пластов по прямым качественным геофизическим признакам

Рис. 2. Искажение кривых МК в терригенных коллекторах из-за технологических факторов бурения

Рис. 3. Выделение зон дренирования карбонатных проницаемых пластов при испытании по ИННК-КВ и термометрии:

1 – коллекторы 2 – зоны дренирования