Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа - 2003

ОБ ИЗУЧЕНИИ НЕФТЕНОСНОСТИ НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОКА ТАТАРСТАНА МЕТОДАМИ ГИС

Г.Е. Яковлев, Б.В.Успенский (Казанский государственный университет), И.А. Якимова (ОАО “РИТЭК"), М.Я. Боровский, В.И. Богатов (ГУП “Татарстангеология")

В условиях спада нефтедобычи в Татарстане поиск новых источников УВ-сырья приобретает большое значение. С этой точки зрения немалый интерес представляет изучение нефтегазоносности карбонатного разреза нижнепермских отложений юго-восточного склона Южно-Татарского свода, поскольку в соседнем Башкортостане на границе с Татарстаном эти отложения характеризуются промышленными притоками жидкой нефти. Кроме того, залежи УВ в нижней перми установлены в сакмарских, артинских и кунгурских отложениях всей восточной части Волго-Уральской провинции, где нефтеносность контролируется областью развития мощной галогенносульфатной толщи иреньского горизонта кунгурского яруса (Быков В.Н., Половин В.В., Наборщикова И.И. и др.. 1982).

Нижний отдел перми сложен морскими карбонатными и сульфатно-карбонатными породами, представлениями тонким чередованием доломитов, известняков, доломитов известковистых и известняков доломитизированных, доломитов и известняков загипсованных или ангидритизированных, которые на отдельных участках и стратиграфических уровнях переслаиваются с оолитовыми и органогенно-обломочными известняками или ангидритами. В результате пачки-коллекторы тонко чередуются с пачками-неколлекторами. Органогенно-обломочные карбонатные пачки-коллекторы в разрезе нижнепермских пород развиты локально. Распределение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в породах-коллекторах, как и скоплений УВ, весьма неравномерное.

Особенностью нижнепермских отложений является их повышенная газоносность, которая, правда, характерна не для всей Волго-Уральской провинции, а приурочена к ее восточной и юго-восточной частям - Пермскому Приуралью, Бельской впадине Предуральского прогиба и Оренбургской области. При этом наблюдается закономерное возрастание газоносности с севера на юг. Газопроявления отмечаются в кровле стерлитамакского горизонта сакмарского яруса и средней части артинского яруса, а нефтегазовые проявления различной степени насыщения прослеживаются в нижней части тастубского горизонта и верхней половине стерлитамакского горизонта, в средней части артинского яруса и нижней части филипповского горизонта кунгурского яруса.

На территории Татарстана наиболее перспективной в отношении продуктивности нижнепермских отложений является Сулинская нефтегазоносная зона, расположенная к югу от крутого крыла Туймазинско-Бавлинского вала. Здесь на фоне структурных террас юго-восточного склона Южно-Татарского свода прослеживается большое число локальных поднятий III порядка относительно небольших размеров и амплитуд. Пока здесь разведано одно - Николашкинское - месторождение природных битумов, содержащее два продуктивных пласта мощностью 2-10 м (в артинском ярусе) и 2-9 м (в сакмарском ярусе). Коллекторами служат кавернозные, пористые и трещиновато-пористые разности известняков и доломитов, образующие массивный многопластовый резервуар. Пористость пород изменяется от 5 до 28 %, проницаемость - от 10 до 1000 фм² и более, битумонасыщенность достигает 10 % массы породы [3]. Поры и трещины в различной степени пропитаны нефтью плотностью 0,881-0,911 г/см³. Притоки нефти по данным испытаний составляют 2,8-11,2 м³/сут. В сводовой части месторождения выявлена газовая “шапка” и получен фонтан газа дебитом 8352 м³/сут (скв. 1) [1].

Кроме Николашкинского, в Сулинской нефтегазоносной зоне, но уже в отложениях девона и карбона выявлены Фоминовское, Камышинское, Алексеевское, Урус-Тамакское, Ивановское, Подгорное, Совхозное, Тат. Кандызское, Хансверкинское, Родниковское месторождения (Юсупов Б.М., Веселов Г.С., 1973). Это свидетельствует о наличии одного из необходимых условий для формирования залежей УВ в пермских отложениях - присутствии нефтяных залежей в более древних образованиях карбона и девона.

При расчленении разреза нижнепермских отложений, выделении коллекторов и особенно оценке характера их насыщения по материалам ГИС возникают затруднения, связанные со следующими особенностями строения геологического разреза:

тонким чередованием в разной степени пористых и плотных пород;

интенсивной сульфатизацией отложений, приводящей, как правило, к снижению проницаемости пород;

сложной порово-каверново-трещинной структурой порового пространства коллекторов;

низкой минерализацией пластовых вод, затрудняющей расчленение пород-коллекторов по характеру насыщающего их флюида.

Расчленение разреза скважины заключается в установлении по комплексу геолого-геофизических данных последовательности залегания пластов, различающихся по своим физическим свойствам, а также определении их литологии и стратиграфии.

Известняки и доломиты в большинстве случаев характеризуются высокими сопротивлениями. Наибольшие сопротивления типичны для плотных, крепких, окремнелых карбонатных пород. Сильно глинистые известняки и мергели отличаются заметным снижением сопротивлений, уменьшением интенсивности гамма-излучения радиационного захвата, повышением естественного гамма-излучения, снижением скоростей распространения упругих волн до 2000 м/с и увеличением диаметра скважины.

Кривая ПС против карбонатных пород обычно усложняется из-за большого влияния пластов высокого сопротивления и в целом малоинформационна. Амплитуды аномалий ПС и их знаки определяются в основном относительной глинистостью карбонатных пород: с увеличением глинистости амплитуда отклонения кривой ПС снижается.

Надежно выделить известняки среди терригенных пород можно при совместной интерпретации кривых ГГК-П и ГГК-С по их максимальному расхождению (показания ГГК-С на 20-25 % ниже показаний ГГК-П). Промежуточные расхождения кривых могут соответствовать как доломитам, так и песчано-глинистым породам с большой примесью карбонатов, что может быть уточнено по материалам других методов каротажа (ГК, микрозондирование, кавернометрия).

Сульфаты - гипс и ангидрит - являются диэлектриками, обладают повышенной плотностью (особенно ангидрит) и практически не содержат радиоактивных компонентов. Поэтому на кривых электрического каротажа они характеризуются очень высокими сопротивлениями, а на кривой ГК - минимальными показаниями (Jγ<=2*7,17*10^-14 А/кг).

На кривой ГГК-П ангидриты как наиболее плотные породы отличаются минимальными значениями, а менее плотные гипсы - более повышенными.

На кривой НГК против ангидритов наблюдается резкое возрастание интенсивности радиационного гамма-излучения, а гипс вследствие присутствия в нем химически связанной воды выделяется минимумами.

На кривой акустического каротажа и ангидрит, и гипс характеризуются значительными скоростями распространения упругих волн, достигающими 4500-6500 м/с.

По кавернограмме в ангидритах сохраняется номинальный диаметр скважины, а против гипса наблюдается иногда его слабое увеличение.

Из изложенного следует, что по комплексу ГИС гипс и загипсованные известняки и доломиты наиболее рельефно выделяются несоответствием показаний электрического и нейтронного гамма-каротажа, в результате чего интервалы с подобной характеристикой зачастую ошибочно относят к продуктивным.

Если же к указанному выше комплексу методов ГИС (электрометрия и НГК) привлечь еще метод, однозначно свидетельствующий о наличии в пласте подвижного флюида (например, МКЗ или МК), то задачу расчленения карбонатов на загипсованные разности и коллекторы можно считать решенной.

Целенаправленные опытно-методические работы по изучению методами ГИС нижнепермских отложений в скважинах Западного Башкортостана и юго-восточной части Татарстана (Николашкинская площадь) были выполнены ОАО НПП “ВНИИГИС” [4]. Исследования скважин проводились широким комплексом ГИС с использованием малогабаритной аппаратуры АКИПС.

На основании анализа получениях материалов были сделаны следующие выводы:

нижнепермские отложения юго-восточной части Татарстана по составу и строению аналогичны нижнепермским отложениям Западного Башкортостана, нефтеносность которых доказана испытаниями отдельных пластов, выделенных и хорошо прослеживаемых на корреляционной схеме, построенной для приграничных областей двух республик;

в связи со сложным и неоднородным составом и строением сульфатно-карбонатных пород раннепермского возраста для их изучения необходимо использование широкого комплекса методов ГИС,

включающего, помимо стандартных методов, дополнительные исследования с целью изучения состава пород, определения типа коллектора, оценки его ФЕС, а также характера насыщения.

Наряду с этими вполне обоснованиями выводами в работе [4] имеются, на наш взгляд, некоторые упущения. В частности, недостаточное внимание уделено методам и методикам ГИС, основаниям на изучении свойств коллекторов в зоне проникновения, а также тому факту, что пластовые воды нижнепермских отложений имеют весьма низкую минерализацию (по данным [5] минерализация пластовых вод в отложениях уфимского яруса составляет 1-7 г/л, а в карбонатных отложениях нижнеказанского подъяруса - 40-60 г/л; минерализация пластовых вод нижней перми - стерлитамакско-соликамский комплекс и тастубский горизонт - по другому источнику составляет 1,5-7,0 г/л).

Низкая минерализация пластовых вод и ее колебания в пределах одного и того же стратиграфического комплекса, резкая зональная и вертикальная неоднородность коллекторов, наличие водоносных прослоев и линз в битумонасыщенной части залежей, совместное залегание битума и воды в поровом пространстве коллектора и т.п. (Муслимов Р.Х., 1999) - все это затрудняет изучение битуминозных отложений методами ГИС, особенно при определении типа флюида, насыщающего поровое пространство коллектора.

Для расчленения битуминозных и насыщенных пресными водами коллекторов в настоящее время могут быть использованы методы волнового диэлектрического каротажа (ВДК) и, если битум обладает текучестью, МК [2].

Исходя из вышеизложенного, для исследования скважин, бурящихся с целью изучения нижнепермских отложений на юго-востоке Южно-Татарского свода, целесообразно опробовать следующий расширенный комплекс ГИС:

КС зондами A2M0,5N и N2M0,5A, ПС и ГК - для изучения литологии разреза, определения границ пластов и их корреляции, оценки характера насыщения коллекторов;

БК - для определения удельного сопротивления пластов в тонкослоистом разрезе, временные замеры БК для выявления коллекторов или повторные замеры со сменой промывочной жидкости;

ИК - для расчленения низкоомных пород в скважинах с высоким сопротивлением промывочной жидкости, определения удельного сопротивления пород, оценки продуктивности коллекторов при ограниченном проникновении фильтрата бурового раствора;

МКЗ - для выявления в разрезе высокопористых пластов-коллекторов; может быть заменен методом МБК в комплексе с коркомером, позволяющим выделять участки с глинистой коркой даже в тех интервалах разреза, которые на кавернограмме характеризуются увеличением диаметра скважины;

ВДК - для выделения в разрезе продуктивного коллектора участков, насыщенных пресными пластовыми водами;

НГК и/или ННК - для литологического расчленения разреза по водородосодержанию, выделения в нем коллекторов и определения коэффициента пористости;

КНК - для определения коэффициента пористости;

ГГК-П и ГГК-С - для литологического расчленения разреза, определения плотности и пористости пород; в комплексе с нейтронными методами для выявления газонасыщенных коллекторов;

АК в низкочастотном широкополосном варианте (ВАК) - для расчленения разреза по упругим свойствам, выделения в нем трещинно-кавернозных коллекторов, определения коэффициента пористости пород;

МК - для выделения в разрезе пластов-коллекторов с подвижным флюидом, определения эффективной пористости и характера насыщения;

кавернометрию - для определения интервалов залегания глинистых и сильно трещиноватых пород, введения поправок в показания других методов при их количественной интерпретации, а также подсчета объема цементного раствора, необходимого для цементажа обсадной колонны;

резистивиметрию - для введения поправок за влияние ствола скважины в показания других методов ГИС при их количественной интерпретации, определении минерализации пластовых вод по ПС, решении ряда технических задач (целостности обсадной колонны и др.);

дебитометрию (расходометрию) - для оценки эффективной мощности “работающих” участков разреза, определения гидродинамических характеристик пластов-коллекторов, выявления мест нарушения герметичности обсадных колонн и др.

Особо следует отметить целесообразность опробования в карбонатных отложениях нижней перми четырехэлектродных градиент-зондов большого размера (ЧГЗ), имеющих максимальную на сегодняшний день глубинность исследования из всех методов ГИС и позволяющих оценивать характер насыщения коллекторов ограниченной мощности при наличии глубокого проникновения промывочной жидкости ( ковлев Г.Е., 1990).

Естественно, что результаты интерпретации по всем выполненным исследованиям методами ГИС должны быть подтверждены испытаниями в открытом стволе скважин и увязаны с геологическими данными, для чего необходим отбор керна. Отбор керна, особенно из продуктивных или потенциально продуктивных пластов-коллекторов, необходим также для выявления зависимостей между геофизическими и петрофизическими параметрами пород, поскольку существующие зависимости, установленные для отложений другого возраста, либо непригодны для нижнепермских образований, либо требуют корректировки.

Литература

1. Войтович Е.Д., Гатиятуллин Н.С. Ресурсная база природных битумов и высоковязких нефтей в пермских отложениях Татарстана // Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений. - Казань, 1999. - С. 14-19.

2. Грунис Е.Б. Ускоренная разведка и освоение залежей нефти в сложнопостроенных ловушках (на примере востока Русской плиты) - С-Пб.: ВНИГРИ, 1995.

3. Муслимов Р.Х., Смелков В.М., Успенский Б.В. Состояние ресурсной базы природных битумов Татарстана и перспективы ее освоения // Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений. - Казань, 1999. - С. 4-13.

4. Нижнепермский нефтегазоносный комплекс платформенной части юго-запада Башкортостана / В.К. Утопленников, Х.К. Самигуллин, К.В. Антонов и др. - М.: Изд-во Академии горных наук, 2002.

5. Томашевская А.И. Критерии выделения битумонасыщенных коллекторов по данным геофизических исследований скважин // Геология и геофизика. - 1982. - Вып. II. - С. 16-17.