Наиболее широкое применение геофизические методы получили при изучении нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения, опробывания и эксплуатации. Исследования скважин проводятся в четырех основных направлениях: изучение геологических разрезов скважин; изучение технического состояния скважин; контроль разработки месторождений нефти и газа; проведение прострелочно-взрывных и других работ в скважинах геофизической службой.
Ключевые слова: месторождение, юрские отложения, геофизические исследования скважин (ГИС), комплекс ГИС, песчано-глинистые, нефтегазонасыщенность, коллекторы.
Нефтегазовое месторождение Карамандыбас расположено на территории Южного Мангышлака и в административном отношении входит в Мангистаускую область Республики Казахстан. В орографическом отношении районы представляют собой плато, слабо наклоненное в юго-западном направлении с абсолютными отметками рельефа от +135 до +220 м.
Открытие месторождения Карамандыбас связано с получением притока нефти из X-XI продуктивного горизонта в скважине № 1 в июне 1964г. Месторождение Карамандабас находится на западном погружении крупной Узень-Карамандыбасской антиклинальной структуры и является небольшим его куполовидным осложнением. В строении месторождения Карамандыбас принимают участие такие породы как: триас, юра, мел, палеоген и неоген. [1]
На месторождении Карамандыбас решались следующие геологические задачи:
− выделение в разрезе скважин пластов-коллекторов;
− изучение геологического строения месторождения;
− литологическое расчленение разреза скважин;
− корреляция разрезов скважин;
− определение границ пластов, последовательности и закономерностей их залегания;
− оценка характера насыщения;
− количественное определение коллекторских свойств (нефтегазонасыщенности и эффективной мощности).
Представленные задачи решались следующим комплексом ГИС:
− метод кажущегося сопротивления (КС);
− метод собственной поляризации (ПС);
− боковой каротаж (БК);
− боковое каротажное зондирование (БКЗ)
− микробоковой каротаж (МБК);
− микрокаротажное зондирование (МКЗ);
− гамма-каротаж (ГК);
− плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК-П)
− нейтронный гамма-каротаж (НГК);
− акустический каротаж (АК);
− инклинометрия;
− кавернометрия.
Песчано-глинистые разрезы являются наиболее благоприятными объектами для литологического расчленения разреза по данным каротажа. Применяемые методы на месторождении: ПС, КС, ДС, ГК и МКЗ позволяли надежно выделить высокопроницаемые пески, песчаники и непроницаемые глинистые породы. [3]
Для выделения пластов-коллекторов применялись методы БКЗ, ИК, а для определения степени нефтегазонасыщенности коллекторов оценивали по данным БКЗ и БК.
Для определения коллекторских свойств, а именно для определения пористости применяли ГГК-П, АК и НГК.
Оценка глинистости производилась с помощью каротажа методами ПС, ГК, МКЗ.
Геофизические исследования в разведочных скважинах состояли из общих исследований в масштабе 1:500 (ПС, КС, ГК, ДС) и детальных исследований в масштабе 1:200 (ПС, БКЗ, БК, ДС, ГК, НГК) рисунок 1.
Комплекс геофизических исследований в разведочных скважинах включает в себя следующие методы. [2]
Стандартный электрический каротаж (КС) — измерение кажущегося удельного сопротивления пород кровельным (обращенным) градиент-зондом с одновременным измерением потенциала естественного электрического поля ПС. В качестве стандартного принят зонд В0.5А2М. Запись стандартным зондом и ПС дополнялась кавернометрией (ДС). Стандартный электрический каротаж выполнялся как в масштабе 1:200, так и в масштабе 1:500.
При записи кривой ПС возможны следующие помехи и искажения:
Искажения из-за влияния блуждающих токов и неустойчивости поляризации электродов, которые обнаруживают по изменениям показаний при неподвижном зонде, изменениям кривой ПС при повторном замере, по волнистой форме кривой и наличию на ней не согласующихся с разрезом значений.
Для устранения этих искажений необходимо последовательно:
− изменить положение электрода N в емкости с промывочной жидкостью, погрузить его в скважину или использовать в качестве заземления обсадную колонну;
− выбрать время измерений, когда помехи от блуждающих токов минимальны;
− приостанавливать бурение или эксплуатацию соседних скважин, если помехи вызваны работающими там промышленными установками.
Боковое каротажное зондирование (БКЗ) — электрический каротаж с использованием нескольких однотипных не фокусированных зондов различной длины, обеспечивающих радиальное электрическое зондирование пород. Измеряемая величина — кажущееся удельное электрическое сопротивление. Единица измерения — ом-метр (Ом·м).
Боковое каротажное зондирование применяют для исследований всех типов разрезов с целью определения:
− радиального градиента электрического сопротивления пород и выделения на этой основе пород-коллекторов, в которые происходит проникновение промывочной жидкости;
− удельных электрических сопротивлений (УЭС) неизмененной части пластов и зон проникновения;
− оценки глубины проникновения.
БКЗ проводилось кровельными градиент-зондами и подошвенными зондами. Комплект кровельных градиент-зондов дополнялся подошвенным градиент-зондом А2М0.5N. Начиная с 1966г. комплект кровельных градиент-зондов был заменен на подошвенный, который дополнен, соответственно, кровельным градиент-зондом В0.5А2М. Кроме того, в комплект кровельного и подошвенного БКЗ в части скважин входил потенциал-зонд размером В8А1М или N8.5М0.5А.
БКЗ в разведочных скважинах проводилось зондами следующих размеров:
− в кровельном варианте — В0.1А0.3М, В0.1А0.8М, В0.5А2М, В0.5А4М, В1А8М, М2А0.5В, В8А1М;
− в подошвенном варианте — М0.3А0.1В (М0.5А0.1В), М0.8А0.1В, М2А0.5В, М4А0.5В, М8А1В, В0.5А2М, В8А1М.
Таким образом, исходя из предоставленного материала, видно, что при проведении БКЗ практически во всех скважинах использовались малые зонды нестандартных размеров.
Данные МБК применяют для выделения коллекторов и определения их эффективных толщин по радиальному градиенту электрического сопротивления, если используются многозондовые приборы МБК или комплекс данных МБК и других методов ЭК; для определения УЭС промытой части пластов и оценки остаточной нефтегазонасыщенности.
Благоприятные для МБК условия измерений выполняются в вертикальных и слабонаклонных скважинах номинального диаметра, заполненных пресной или минерализованной промывочной жидкостью.
Качество материалов снижается при неудовлетворительном для проведения измерений приборами с прижимными зондами состоянии ствола скважины вследствие существенных изменений диаметра и формы сечения ствола скважины, препятствующих плотному прилеганию башмака к стенке скважины.
Качество материалов комплекса электрических методов в основном хорошее. В разрезе Карамандыбасского месторождения над XIII горизонтом имеется мощный пласт глин, который является хорошим репером для оценки качества кривых. Приведенные кривые БКЗ и БК (исправленные за сопротивление бурового раствора и диаметр скважины) в случае качественного комплекса практически сливаются в глинах друг с другом на уровне 1.8–2.0 Омм. Если кривые электрических методов расходятся в глинах, это свидетельствует о низком качестве комплекса электрических методов. В основном некачественный материал приходится на малые зонды БКЗ, в 17 % случаев низкого качества оказались диаграммы БК. [3]
В разрезе Карамандыбасского месторождения минимальные значения ГК в разрезе приурочены к плотным карбонатизированным пластам, к пластам-коллекторам и к углям. Плотные карбонатизированные пласты с минимальными показаниями ГК в основном сосредоточены в XIII горизонте, реже в XIV-XVII и XXIV горизонтах.
Минимальное значение НГК приурочено в основном к размытым глинам над XIII горизонтам, встречаются также минимальные значения в глинах внутри XIII горизонта, в перемычке между XIII и XIV горизонтами, минимальными значениями НГК отмечаются в тонких пропластках угля (рисунок 1).
Диаграммы ПС в терригенном разрезе Карамандыбасского месторождения характеризуются неустойчивым положением линии глин. Причины этого различны и не всегда до конца ясны. Они могут быть как техногенного происхождения, так и отражать геологическую особенность разреза. [2]
Нестабильное поведение линии глин на ПС затрудняет, а в некоторых случаях делает невозможным определение коэффициента пористости по данным ПС.
Комплекс ГИС в юрских отложениях, выполненный в разведочных скважинах, недостаточно эффективен для решения геологических задач. Он в основном решает на качественном уровне задачи литологического расчленения разреза и выделения коллекторов по прямым признакам проникновения. Но этот комплекс не содержит методов определения пористости и не обеспечивает уверенное определение удельного электрического сопротивления в тонких пластах, которые представляли значительную часть разреза. Кривая ПС при наличии в разрезе алевролитов и песчаников, характеризующихся одинаковыми диффузионно–адсорбционными свойствами при различной пористости, может быть использована только для грубой оценки коллекторских свойств при наличии связи между глинистостью и пористостью пород.
Таким образом, в комплексе, выполненном в разведочных скважинах, нет методов для надежного определения коэффициента пористости пород.
Оценка характера насыщенности предусматривает надежное определение истинного удельного сопротивления пласта. Если в комплексе ГИС есть только БКЗ, такое определение возможно только в пластах, толщиной более 4–6 м. В них величина удельного электрического сопротивления определяется достаточно уверенно, поэтому возможно определение коэффициента нефтенасыщенности и оценка характера их насыщенности. В тонких пластах (менее 4 м), особенно если рядом с ними находятся уплотненные пласты высокого удельного электрического сопротивления, определить истинное удельное электрическое сопротивление очень сложно, поэтому оценка насыщенности может быть осуществлена только на качественном уровне сопоставлением значений кажущихся сопротивлений по малым и стандартному зонду с аналогичными показаниями в пластах, насыщенность которых известна по результатам испытания. Так, статистика показывает, что при показаниях 2-х метрового зонда в пласте коллекторе выше 8 Омм пласт заведомо продуктивен, при значениях в пределах 3–8 Омм характер насыщенности неоднозначен. [4]
Анализируя геофизические методы исследования, проводимые на скважинах месторождения можно сделать вывод, что данный комплекс ГИС для обработки данных является не рациональным для данного месторождения.
Выбор применяемой аппаратуры не является рациональным, из-за большого количества спускоподъемных операций необходимых для проведения всех представленных методов ГИС. Для уменьшения числа спускоподъемных операций должна быть предложена более совершенная комплексная аппаратура.
Рис. 1. Комплексная интерпретация результатов ГИС скважина № 700
Литература:
- Даукеев С. Ж., Воцалевский Э. С., Шлыгин Д. А. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана. Часть 1 «Западный Казахстан». Алматы 2002 г., 248с.
- Итенберг С. С., Дахкильгов Т. Д. Геофизические исследования скважин. Москва: Недра, 1982. — 351 с.
- Итенберг С. С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Учебное пособие для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. — Москва: Недра, 1987. — 375с.
- Справочник под редакцией Добрынина В. М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Москва: Недра, 1988, — 476 с.
