ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗОН ТРЕЩИНОВАТОСТИ В КАРБОНАТНЫХ РАЗРЕЗАХ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРА ПЕРМСКОЙ ОБЛАСТИ
И.Н. Жуланов (ЗАО ПИТЦ “Геофизика"), С.В. Матяшов (ООО “ЛУКОЙЛ-Оверсиз"), В.Л. Воеводкин (ЗАО “ЛУКОЙЛ-Пермь")
По данным исследований и разработки месторождений нефти и газа в низкопористых карбонатных отложениях севера Пермской области выявлена закономерность размещения зон трещиноватости (Жуланов И.Н. О некоторой закономерности размещения зон трещиноватости в карбонатных разрезах севера Пермской области / И.Н. Жуланов, С.В. Матяшов, В.Л. Воеводкин // Геофизический вестник. - 2004. - № 5.). В результате последующей обработки многочисленных данных скважинного акустического телевизора (CAT), геофизических исследований скважин (ГИС) и разработки месторождений, включающих низкопористые карбонатные отложения, накопленных за 1981-2004 гг., закономерность была детально изучена и подтверждена.
В уточненном виде закономерность формулируется следующим образом.
Если при бурении скважины в толще низкопористых карбонатных отложений формируется ряд зон интенсивных вертикальных набуренных желобов, то между кровлей отложений и ближней зоной этих желобов (и между каждой парой соседних зон желобов) в незакономерном порядке размещаются зоны макро- и микротрещиноватости, в том числе существуют две зоны макро- и микротрещиноватости. Первая зона находится под уплотненными породами кровли отложений (и под верхней зоной каждой пары соседних зон вертикально набуренных желобов). Вторая наблюдается над зоной вертикально набуренных желобов (и над нижней зоной каждой пары соседних зон этих желобов).
Зоны вертикально набуренных желобов характеризуются аномально высокими сопротивлениями пород, увеличенным (но не всегда) диаметром по одной из образующих скважины, двойными темными пятнами на снимках CAT (рис. 1).
Местоположение зон трещиноватости, их интенсивность и строение уточняются по комплексу электрических и акустических методов.
В отличие от южных месторождений Пермской области (например, Аптугайского) зоны вертикальных желобов развиты в турне-фаменских отложениях практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. Поэтому посредством анализа ГИС и данных разработки северных нефтяных и газовых месторождений (включая Гежское, Северное, Маговское и т.д.) и района верхнекамских месторождений калийных солей (Уньвинское, Дуринское, Юрчукское, Шершневское и т.д.) возможно выявить потенциально продуктивные горизонты. Такие работы будут экономически оправданы, если промышленный приток дадут всего 5-10 % скважин изученных месторождений.
С открытием этой закономерности появляется возможность прогнозировать местоположение потенциально продуктивных интервалов в низкопористых карбонатных отложениях уже на этапе бурения по данным промежуточного (окончательного) каротажа. По данным профилемера можно определить прямо на буровой наличие вертикального желоба в интересующем разрезе. В случае наличия этих желобов можно уже целенаправленно провести дополнительные исследовательские работы для уточнения местоположения трещинных зон, оценки их проницаемости и продуктивности.
В ЗАО ПИТЦ “Геофизика” проведена переобработка данных ГИС по ряду эксплуатационных скважин Шершневского месторождения. Результаты анализа указывают, что в турне-фаменских отложениях устойчиво проявляются зоны вертикального желобообразования и соответственно в их окрестностях присутствуют зоны трещиноватости. В ряде скважин (63, 64, 66, 79) отложения были вскрыты в интервале от кровли до зоны вертикальных желобов, и при испытаниях в колонне за счет трещиноватости были получены значительные притоки. По результатам выполненного анализа предложены рекомендации по дострелу низкопористых карбонатных отложений ряда других скважин.
Закономерность была подтверждена также при разбуривании двух разведочных скважин: 131 Колвинской площади, 5 Волимской площади. В турнейских отложениях этих скважин по данным CAT обнаружены зоны вертикального желобообразования. И здесь в согласии с закономерностью выявлены трещинные зоны различной интенсивности, включающие наклонные трещины различного раскрытия.
В качестве примера рассмотрим результаты исследований скв. 131 Колвинской площади. Толща в интервале глубин 2295-2390 м заключена между двумя ярко выраженными желобами (2291,0-2294,6 и 2390,0-2395,5 м), проявляющимися за счет увеличения диаметра и аномально высоких сопротивлений пород.
В нефтеносной части турнейских отложений в интервале глубин 2284-2390 м на снимках CAT в той или иной мере участками проявляется различно направленная макротрещиноватость. По показаниям БК толща в интервале глубин 2368-2390 м уменьшена за счет глубокого проникновения бурового раствора в зоны развития макро- и микротрещиноватости (рис. 2, 3).
Зоны вертикальной и наклонной макротрещиноватости приурочены к нижнему интервалу желобообразования (2390,0-2395,5 м) (см. рис. 3). С глубины 2397 м до забоя существует еще ряд зон желобообразования, которые сопровождаются развитой трещиноватостью различной направленности.
В толще турнейских отложений в скв. 5 Волимской площади при бурении вскрыто несколько зон мощного желобообразования, в том числе в интервалах 1536-1594 и 1648-1686 м. Между этими зонами (согласно закономерности) существует ряд трещинных интервалов. Один из них по данным ГИС принадлежит к нефтенасыщенной части толщи турне-фаменских отложений, причем находится вблизи зоны желобообразования, которая на снимке CAT фиксируется двумя темными пятнами, а на кривой БК - аномальным увеличением сопротивления (см. рис. 1).
Необходимо провести дальнейшую комплексную работу по проверке выявленной закономерности и отработке технологии выявления трещинных зон в ходе бурения на Шершневской и других площадях.
Таким образом, открыто перспективное направление как доразведки эксплуатируемых карбонатных месторождений, так и предварительной оценки проницаемости вскрываемых при бурении низкопористых потенциально продуктивных турне-фаменских отложений.
© И.Н. Жуланов, С.В. Матяшов, В.Л. Воеводкин, 2006
By investigation and development data on oil and gas fields in low porous carbonate deposits of the north of Permian area the fracturing distribution regularity was revealed. As a result of processing numerous data of borehole acoustic television, well-logging data and fields development including low porous carbonate deposits the regularity was detailed studied and confirmed.
In more exact definition the regularity is formulated as follows:
If while drilling well in the section of low porous carbonate deposits a series of zones of intensive vertical drilled channels is being formed, then between formation top and near zone of these channels as a pair of neighboring zones in inregular order the zones of macro- and microfracturing are located, among them two zones of macro- and microfracturing. The first zone is under consolidated rocks of formation top, while the second one is observed over zone of vertically drilled channels (and over the lower zone of each pair of neighboring zones of these channels).
Location of fracturing zones, their intensity and structure are specified by complex of acoustic and electric methods.
With establishing such regularity it is possible to forecast location of potentially productive intervals in low porous carbonate deposits even at drilling stage by intermediate (final) well logging data. On the basis of caliper data, the presence of vertical channel in the section of interest can be determined directly at drill site. In case of determining these channels it is possible purposefully to conduct additional investigation activities aimed at more exact definition of fracturing zones location, evaluation of their permeability and productivity.
The regularity was also confirmed while drilling two exploratory wells: 131 Kolvin site, 5 Volim site.
Thus, the promising trend for both further prospecting carbonate fields under production and preliminary evaluation of permeability of low porous potentially productive Tournaisian-Famennian deposits stripped while drilling was established.
Рис. 1. ФРАГМЕНТЫ НАКЛОННЫХ ТРЕЩИН (1595,7-1596,6 м) И КАВЕРНОЗНОСТЬ ПОРОД (скв. 5 Волимской плошали)
Рис. 2. ЗОНЫ НАКЛОННОЙ И ХАОТИЧНОЙ МАКРОТРЕШИНОВАТОСТИ (2368-2372 м)
(скв. 131 Колвинской плошали)
Рис. 3. ЗОНЫ ВЕРТИКАЛЬНОЙ (2386-2390 м) И НАКЛОННОЙ (2377.0-2379,2 м) МАКРОТРЕШИНОВАТОСТИ (скв. 131 Колвинской плошали)
