К оглавлению

© Л.Б. Кадырова, Р.Ш. Хайретдинов, Р.Р. Хайретдинов, 2005

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫЯВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В КАРБОНАТНОМ ДЕВОНЕ ПО ДАННЫМ ГИС

Л.Б. Кадырова (НГДУ "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть"), Р.Ш. Хайретдинов (АУГР ОАО "ТНГФ"), Р.Р. Хайретдинов (Ижгеофизсервис ОАО ТНГФ")

В основу оценки перспектив нефтеносности коллекторов был принят параметр насыщения Рнф, представляющий собой отношение удельного сопротивления карбонатного коллектора, определенного по данным ИК, БК, к сопротивлению водоносного пласта аналогичной пористости. В первом приближении этот параметр принято считать фиктивным, так как он неоднозначен при повышающем проникновении пресного фильтрата в водоносный пласт и не позволяет надежно разделять нефтеносные и доломитизированные разности карбонатных коллекторов. Критическим значением, когда коллектор может считаться потенциально продуктивным, принимается Рнф > 3 (Хайретдинов Р.Ш., Хайретдинов P.P., Зорин Е.З. и др., 1989). При составлении карты перспектив были исследованы геофизические материалы по всему фонду скважин Миннибаевской площади (около 2000 скважин). Наличие перспективных интервалов преимущественно удалось оценить по относительно новым скважинам, в которых производились детальные исследования методами РК, ИК, БК (Кадырова Л.Б., 2000). Из-за относительно малой изученности доманикитов подавляющее большинство карбонатных коллекторов имеют неоднозначные характеристики нефтеносности. На карту наносились перспективные по Рнф > 3 горизонты по конкретным скважинам с соответствующими обозначениями. Отмечались также коллекторы (горизонты) с доказанной нефтеносностью по данным прямых методов (газовый каротаж, сверлящий керноотборник, керн) или испытаний.

По геологическим предпосылкам залежи нефти в первую очередь формируются на относительно высоких участках структуры; можно полагать также, что вновь образующиеся залежи нефти должны определяться с учетом структурного фактора.

При анализе карты перспектив Миннибаевской площади очевидна прямая зависимость между выявлением коллекторов со значениями Рнф > 3 в перспективных интервалах и высокоамплитудными поднятиями. Тем самым подтверждается эффективность применяемого комплекса ГИС (РК, ИК, БК, ЯМК, KB, стандартный каротаж) для поисков нефти в доманикитах. Наряду с этим необходимо отметить значительные трудности при разделении нефтеносных карбонатных коллекторов от доломитизированных пород, повышающих проникновение фильтрата глинистого раствора в водоносные коллекторы. Особенно сложно это разделение в елецких и воронежских отложениях. В скв. 14916, 14926, 20389, 20920 и др. анализ образцов грунтов, отобранных сверлящим керноотборником СКО-8(9), показывает, что эти интервалы, выделяющиеся повышенными значениями Рнф, в основном представлены доломитами без признаков нефти. При аналогичной геофизической характеристике в скв. 20503, 10780, 14874, 20401, 20389, 201 17 и др. в образцах, полученных сверлящим керноотборником, отмечены непромышленные концентрации нефтебитума остаточного характера.

Таким образом, выявление промышленных залежей в отложениях елецко-воронежского комплекса нуждается в повышении эффективности применяемого комплекса ГИС, а также увеличении объёма применения прямых методов (газовый каротаж, сверлящий керноотборник, пластоиспытатели КИИ-146).

Наряду с выявлением нефтеносных пластов в карбонатном девоне особое значение имеет уточнение добывных возможностей коллекторов и положения водонефтяного контакта в каждом из горизонтов, слагающих этот комплекс. Более углублённую разведку и доразведку нефтеносных залежей на данном этапе эксплуатации Миннибаевской площади целесообразно вести заложением разведочных и оценочных скважин на наиболее высоких амплитудных поднятиях по кровле данково-лебедянского горизонта.

В итоге проведённого нами анализа материалов ГИС, данных прямых методов и результатов показаний пластоиспытателя КИИ-146(95), а также пробной эксплуатации по Миннибаевской площади выделено 14 перспективных участков, значительно различающихся по степени потенциальных возможностей (Кадырова Л.Б., 2000).

В целом отмеченные перспективные участки совпадают с аналогичными зонами прогнозных карт (А.Т. Панарин, З.Х. Нафикова, Л.Б. Кадырова), составленных в НГДУ «Альметьевнефть». Модифицированная авторами статьи карта была использована для исследования путей миграции УВ и образования залежей нефти в карбонатном девоне Миннибаевской площади (рис. 1).

Генезис залежей нефти в карбонатном девоне Миннибаевской плошали

По результатам нефтепоисковых работ считается достаточно обоснованным вывод ряда исследователей о том, что образование залежей нефти в карбонатных коллекторах на востоке и юго-востоке Татарии происходило за счёт разрушения и переформирования месторождений в нижнем базисном горизонте - терригенном девоне и последующей миграции нефти по восходящим каналам с заполнением трещинных зон. Расположенные выше терригенного девонского продуктивного горизонта карбонатные коллекторы по различным геолого-техническим причинам изучены в значительно меньшей степени, чем основные объекты эксплуатации. 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, по которому устанавливается увеличение концентрации УВ с приближением к нефтенасыщенному пласту. Однако он достаточно трудоёмок, вследствие чего применяется не во всех скважинах.

Известны также наземные радиометрические методы, основанные на выявлении зон пониженной гамма-активности (в основном её радиевой составляющей) над нефтяными месторождениями. Однако к крупному недостатку этого метода относится низкая информативность при неблагоприятных почвенных условиях.

В работах Р.П. Готтих, Б.И. Писоцкого приведено описание нового способа выявления ореолов рассеяния УВ непосредственно над нефтяными залежами на эксплуатируемых площадях с помощью ГК. Его суть заключается в том, что в скважинах, пробуренных на базисный терригенный девон, в карбонатных отложениях девона интервалы превышения показаний ГК над обычно наблюдаемыми фоновыми показаниями против неглинистых пород свидетельствуют 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 методом ГК необходимо дополнять гамма-спектрометрией.

Рассмотрим кратко физико- геологические основы описываемого способа.

С помощью исследований, выполненных в СССР и США, установлено, что в нефтеносных залежах наибольшая концентрация радиоактивных элементов (в основном 238U и 232Ra и продуктов их распада 226Ra и 228Ra) отмечается в нефти и погребённой воде, в которую они попадают за счёт выщелачивания минерального скелета горных пород и экстракции из нефтей. В пластовых водах вследствие практического отсутствия в них 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 водо- нефтяному 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, причём установлено, что тектонические трещины в нефтеносной части пласта и покрышке над ней либо не цементируются, 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 происходить по восходящей, главным образом над нефтяными частями залежей, что должно приводить к образованию локализованных над ними ореолов рассеяния повышенной радиоактивности в слабопроницаемых покрышках и над ними.

Наличие ореолов повышенной радиоактивности в породах над нефтяными залежами может служить поисковым признаком как для нахождения новых залежей в вышележащих отложениях, так и для выявления самой базисной залежи.

Рассмотрим некоторые примеры скважинных исследований, иллюстрирующие эти соображения.

В интервале глубин 1388-1592 м заметно превышение показаний ГК над обычно наблюдаемыми фоновыми значениями. В этом же интервале отмечается наличие содержания битума типа СБА в шламе (рис. 2). Тем самым выявляется наличие связи между этими двумя факторами, объясняя это явление совместной восходящей миграцией нефти и нефтеводяных смесей с повышенным содержанием радия. В семилукско-бурегских отложениях в интервале глубин 1565-1662 м по шламу определено наличие и обычно присущего им тяжелого битума типа САБА с содержанием 0,1-0,7 %; выше семилукско-бурегских отложений фиксируется наличие лёгкого миграционного битума типа СБА низкой концентрации (~0,10-0,15 %). Заметим, что такая низкая концентрация битума, по которой можно оценить наличие ореолов рассеяния УВ над продуктивными отложениями, в производственной практике обычно не фиксируется. Данный пример свидетельствует о наличии на этом участке восходящей миграции УВ из терригенного девона сквозь толщу семилукско-бурегских, воронежско-евлано-ливенских карбонатных отложений в высокоемкие коллекторы елецких отложений в интервале глубин 1388-1452 м.

При качественной оценке значений радиоактивности по интегральному ГК принимаются: за фоновые (отсутствие ореола рассеяния) показания ГК против неглинистых карбонатных пород ~10,7*10-14 А/кг, средняя интенсивность ореола рассеяния - 1,5-3,0; повышенная интенсивность - > 3.

Наличие связи на качественном уровне между превышениями значений ГК над обычными фоновыми и содержанием битума по данным керна (СКО-8) иллюстрируется на рис. 3. Эта скважина, используемая для мониторинга процесса образования реологических залежей нефти в карбонатном девоне, в довольно полном объёме была исследована прямыми методами в процессе бурения. Сопоставление данных битумосодержания с кривой ГК, показания которой неоднородны, в целом свидетельствует о наличии между ними определённой связи.

Очевиден вывод о том, что в карбонатном девоне значительно количество рассеянного лёгкого подвижного битума типа СБА. Восходящая миграция таких УВ, по-видимому, должна привести к образованию новых залежей нефти. Такое явление наблюдается и по материалам геохимических исследований скв. 10796, 14874, 20409, 20503, 20610, 20917, 32078 и др.

Описываемый способ выявления ореолов рассеяния УВ по ГК может объяснить причины образования высокоёмкого коллектора в воронежско-евлано-ливенских отложениях в скв. 20356 Миннибаевской площади. В этой скважине обильное нефтепроявление произошло в процессе бурения. После проведения исследования РК, ИК, БК и использования пластоиспытателя КИИ-146 в интервале глубин 1732-1752 м (рис. 4) был получен приток нефти со средним дебитом 64,9 м3/с; в процессе испытания расчётное пластовое давление составляло 17,5 МПа. Из рис. 4. следует, что показания ГК повышены против фоновых. Наиболее вероятной причиной этого явления можно считать наличие восходящего потока УВ из семилукско-бурегских отложений. Образование высокоемких коллекторов в воронежских отложениях (интервал глубин 1732-1752 м) можно объяснить наличием в этом же потоке агрессивных сероводородных вод. Последние, как показывает практика газокаротажных исследований, часто проявляются по стволу бурящейся скважины при приближении к семилукско-бурегским отложениям.

Эталонная нефтяная залежь в семилукско-бурегских отложениях скв. 444 на севере Березовской площади (НГДУ "Альметьевнефть") имеет над собой чётко выраженный площадной ореол рассеяния УВ, хорошо диагностируемый на ГК. При рассмотрении карт перспектив Миннибаевской площади (см. рис. 1) можно отметить приуроченность ореолов рассеяния УВ по ГК к перспективным зонам. Особенно чётко выделяется меридиональная зона повышенной интенсивности описываемого ореола на западе площади, примыкающая к Алтунино-Шунакскому разлому. Это явление, по мнению авторов статьи, указывает на существенное значение данного разлома для образования залежей в карбонатном девоне Миннибаевской площади.

Abstract

The article presents the method of estimating prospects of oil and gas potential of reservoirs on the basis of saturation parameter that allows not only to distinguish a number of promising areas but also to divide them on classes by potential possibilities, to reveal a necessity of increasing efficiency of applied well-logging complex that has a practical importance.

The proposed method of revealing HC dispersion haloes in the developed areas with the help of gamma-logging is of certain practical interest and looks promising for using in process of new pools discovery. However, measurements by gamma-logging method should be supplemented by gam- ma-spectrometry that will allow significantly increase the accuracy of obtained results and explain some unclear moments taking place in using only integral gamma-logging.

 

Рис. 1. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ОРЕОЛА РАССЕЯНИЯ УВ ПО ДАННЫМ ГК МИННИБАЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ

Зоны интенсивности ореола рассеяния: 1 - средней, 2- повышенной; 3-разломы

 

Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ ЗАМЕРОВ ГК И НКГ С РЕЗУЛЬТАТАМИ ЛЮМИНИСЦЕНТНО-БИТУМИНОЛОГИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ШЛАМА в скв. 9445 МИННИБАЕВСКОЙ ПЛОШАЛИ

1 - повышенные показания ГК

 

Рис. 3. СОПОСТАВЛЕНИЕ ЗАМЕРОВ ГК И НКГ С РЕЗУЛЬТАТАМИ ЛЮМИНИСЦЕНТНО-БИТУМИНОЛОГИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ШЛАМА в скв. 20355 МИННИБАЕВСКОЙ ПЛОШАДИ

 

Рис. 4. ВОСХОДЯЩИЙ ОРЕОЛ РАССЕЯНИЯ УВ ПО ГК НАД СЕМИЛУКСКО-БУРЕГСКИМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ в скв. 20356 МИННИБАЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ

1 - увеличение гамма-аномалии во времени