CC BY
17
МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ ОАО “РИТЭК”
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 нефтедобЯчи в Татарстане поиск новЯх источников УВ-сЯрья приобретает большое значение. С этой точки зрения нема-лЯй 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 промЯшленнЯми притоками жидкой нефти. Кроме того, залежи УВ в нижней перми установленЯ в сакмарских, артинских и кунгур-ских отложениях всей восточной части Волго-Уральской провинции, где нефтеносность контролируется областью развития мощной галогенносульфатной толщи иреньского горизонта кунгурского яруса (БЯков В.Н., Поповин В.В., Наборщикова И.И. и др., 1982).
Нижний отдел перми сложен морскими карбонатнЯми и суль-фатно-карбонатнЯми породами, представленнЯми тонким чередованием доломитов, известняков, доломитов известковистЯх и известняков доломитизированнЯх, доломитов и известняков загипсованнЯх или ангидритизированнЯх, которЯе на отдельнЯх участках и стратиграфических уровнях переслаиваются с оолитовЯми и органогенно-обло-мочнЯми известняками или ангидритами. В результате пачки-коллек-
торЯ тонко чередуются с пачка-ми-неколлекторами. Органоген-но-обломочнЯе карбонатнЯе пач-ки-коллекторЯ в разрезе нижнепермских пород развитЯ локально. Распределение фильтрационно-ем-костнЯх свойств (ФЕС) в породах-коллекторах, как и скоплений УВ, весьма неравномерное.
Особенностью нижнепермских отложений является их повЯшенная газоносность, которая, правда, характерна не для всей Волго-Ураль-ской 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 нефтегазовЯе проявления различной степени на-сЯщения прослеживаются в нижней части тастубского горизонта и верхней половине стерлитамакского горизонта, в средней части артинско-го яруса и нижней части филиппов-ского горизонта кунгурского яруса.
На территории Татарстана наиболее перспективной в отношении продуктивности нижнепермских отложений является Сулинская нефтегазоносная зона, расположенная к югу от крутого крЯла Туймазин-
ско-Бавлинского вала. Здесь на фоне структурнЯх террас юго-восточного склона Южно-Татарского свода прослеживается большое число локальнЯх поднятий III порядка относительно небольших размеров и амплитуд. Пока здесь разведано одно — Николашкинское — месторождение природнЯх битумов, содержащее два продуктив-нЯх пласта мощностью 2-10 м (в ар-тинском ярусе) и 2-9 м (в сакмар-ском ярусе). Коллекторами служат кавернознЯе, пористЯе и трещино-вато-пористЯе разности известняков и доломитов, образующие мас-сивнЯй многопластовЯй резервуар. Пористость пород изменяется от 5 до 28 %, проницаемость — от 10 до 1000 фм2 и более, битумонасЯщен-ность достигает 10 % массЯ поро-дЯ [3]. ПорЯ и трещинЯ в различной степени пропитанЯ нефтью плотностью 0,881-0,911 г/см3. Притоки нефти по даннЯм испЯтаний составляют 2,8-11,2 м3/сут. В сводовой части месторождения вЯяв-лена газовая “шапка" и получен фонтан газа дебитом 8352 м3/сут (скв. 1) [1].
Кроме Николашкинского, в Су-линской нефтегазоносной зоне, но уже в отложениях девона и карбона вЯявленЯ Фоминовское, КамЯшин-ское, Алексеевское, Урус-Тамак-ское, Ивановское, Подгорное, Совхозное, Тат. КандЯзское, Хансвер-
И
■ ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 52003 -
кинское, Родниковское месторождения (Юсупов Б.М., Веселов Г.С., 1973). Это свидетельствует о наличии одного из необходимЯх условий для формирования залежей УВ в пермских отложениях — присутствии нефтянЯх залежей в более древних образованиях карбона и девона.
При расчленении разреза нижнепермских отложений, вЯделении коллекторов и особенно оценке характера их насЯщения по материалам ГИС возникают затруднения, связаннЯе со следующими особенностями строения геологического разреза:
тонким чередованием в разной степени пористЯх и плотнЯх пород;
интенсивной сульфатизацией отложений, приводящей, как правило, к снижению проницаемости пород;
сложной порово-каверно-во-трещинной структурой порового пространства коллекторов;
низкой минерализацией плас-товЯх вод, затрудняющей расчленение пород-коллекторов по характеру насЯщающего их флюида.
Расчленение разреза скважи-нЯ заключается в установлении по комплексу геолого-геофизических даннЯх последовательности залегания пластов, различающихся по своим физическим свойствам, а также определении их литологии и стратиграфии.
Известняки и доломитЯ в большинстве случаев характеризуются вЯсокими сопротивлениями. Наибольшие сопротивления типичнЯ для плотнЯх, крепких, окремнелЯх карбонатнЯх пород. Сильно глини-стЯе известняки и мергели отличаются заметнЯм снижением сопротивлений, уменьшением интенсивности гамма-излучения радиационного захвата, повЯшением естественного гамма-излучения, снижением скоростей распространения упругих волн до 2000 м/с и увеличением диаметра скважинЯ.
Кривая ПС против карбонатнЯх пород обЯчно усложняется из-за большого влияния пластов вЯсоко-го сопротивления и в целом малоинформационна. АмплитудЯ аномалий ПС и их знаки определяются в основном относительной глинистостью карбонатнЯх пород: с увеличением глинистости амплитуда отклонения кривой ПС снижается.
Надежно вЯделить известняки среди терригеннЯх пород можно при совместной интерпретации кри-вЯх ГГК-П и ГГК-С по их максимальному расхождению (показания ГГК-С на 20-25 % ниже показаний ГГК-П). ПромежуточнЯе расхождения кривЯх могут соответствовать как доломитам, так и песчано-гли-нистЯм породам с большой примесью карбонатов, что может бЯть уточнено по материалам других методов каротажа (ГК, микрозондирование, кавернометрия).
СульфатЯ — гипс и ангидрит — являются диэлектриками, обладают повЯшенной плотностью (особенно ангидрит) и практически не содержат радиоактивнЯх компонентов. Поэтому на кривЯх электрического каротажа они характеризуются очень вЯсокими сопротивлениями, а на кривой ГК — минимальнЯми показаниями (Уу < 2- 7,17-10-14 А/кг).
На кривой ГГК-П ангидритЯ как наиболее плотнЯе породЯ отличаются минимальнЯми значениями У, а менее плотнЯе гипсЯ — более повЯшеннЯми.
На кривой НГК против ангидритов наблюдается резкое возрастание интенсивности радиационного гамма-излучения, а гипс вследствие присутствия в нем химически связанной водЯ вЯделяется минимумами.
На кривой акустического каротажа и ангидрит, и гипс характеризуются значительнЯми скоростями распространения упругих волн, достигающими 4500-6500 м/с.
По кавернограмме в ангидритах сохраняется номинальнЯй диа-
метр скважинЯ, а против гипса наблюдается иногда его слабое увеличение.
Из изложенного следует, что по комплексу ГИС гипс и загипсован-нЯе известняки и доломитЯ наиболее рельефно вЯделяются несоответствием показаний электрического и нейтронного гамма-каротажа, в результате чего интервалЯ с подобной характеристикой зачастую ошибочно относят к продуктивнЯм.
Если же к указанному вЯше 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 загипсованнЯе разности и коллек-торЯ можно считать решенной.
ЦеленаправленнЯе опЯтно-ме-тодические работЯ по изучению методами ГИС нижнепермских отложений в скважинах Западного Башкортостана и юго-восточной части Татарстана (Николашкинская площадь) бЯли вЯполненЯ ОАО НПП “ВНИИГИС" [4]. Исследования скважин проводились широким комплексом ГИС с использованием малогабаритной аппаратурЯ АКИПС.
На основании анализа получен-нЯх материалов бЯли сделанЯ следующие вЯводЯ:
нижнепермские отложения юго-восточной части Татарстана по составу и строению аналогичнЯ нижнепермским отложениям Западного Башкортостана, нефтеносность которЯх доказана испЯтания-ми отдельнЯх пластов, вЯделеннЯх и хорошо прослеживаемЯх на корреляционной схеме, построенной для приграничнЯх областей двух республик;
в связи со сложнЯм и неодно-роднЯм составом и строением суль-фатно-карбонатнЯх пород раннепермского возраста для их изучения необходимо использование широкого комплекса методов ГИС,
OJL AND GAS GEOLOGY, 52003
МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ ОАО “РИТЭК
включающего, помимо стандартнЯх методов, дополнительнЯе исследования с целью изучения состава пород, определения типа коллектора, оценки его ФЕС, а также характера насЯщения.
Наряду с этими вполне обосно-ваннЯми вЯводами в работе [4] имеются, на наш взгляд, некоторЯе упущения. В частности, недостаточное внимание уделено методам и методикам ГИС, основаннЯм на изучении свойств коллекторов в зоне проникновения, а также тому факту, что пластовЯе водЯ нижнепермских отложений имеют весьма низкую минерализацию (по даннЯм [5] минерализация пластовЯх вод в отложениях уфимского яруса составляет 1-7 г/л, а в карбонатнЯх отложениях нижнеказанского подъ-яруса — 40-60 г/л; минерализация пластовЯх вод нижней перми — стерлитамакско-соликамский комплекс и тастубский горизонт — по другому источнику составляет 1,5-7,0 г/л).
Низкая минерализация пласто-вЯх вод и ее колебания в пределах одного и того же стратиграфического комплекса, резкая зональная и вертикальная неоднородность коллекторов, наличие водоноснЯх прослоев и линз в битумонасЯщен-ной части залежей, совместное залегание битума и водЯ в поровом пространстве коллектора и т.п. (Муслимов Р.Х., 1999) — все это затрудняет изучение битуминознЯх отложений методами ГИС, особенно при определении типа флюида, насЯщающего поровое пространство коллектора.
Для расчленения битуминоз-нЯх и насЯщеннЯх преснЯми водами коллекторов в настоящее время могут бЯть использованЯ методЯ волнового диэлектрического каротажа (ВДК) и, если битум обладает текучестью, МК [2].
Исходя из вЯшеизложенного, для исследования скважин, буря-
щихся с целью изучения нижнепермских отложений на юго-востоке Южно-Татарского свода, целесообразно опробовать следующий рас-ширеннЯй комплекс ГИС:
КС зондами A2M0,5N и N2M0,5A, ПС и ГК — для изучения литологии разреза, определения границ пластов и их корреляции, оценки характера насЯщения коллекторов;
БК — для определения удельного сопротивления пластов в тонкослоистом разрезе, временнЯе за-мерЯ БК для вЯявления коллекторов или повторнЯе замерЯ со сменой промЯвочной жидкости;
ИК — для расчленения низко-омнЯх пород в скважинах с вЯсо-ким сопротивлением промЯвочной жидкости, определения удельного сопротивления пород, оценки продуктивности коллекторов при ограниченном проникновении фильтрата бурового раствора;
МКЗ — для вЯявления в разрезе вЯсокопористЯх пластов-коллекторов; может бЯть заменен методом МБК в комплексе с коркоме-ром, позволяющим вЯделять участки с глинистой коркой даже в тех интервалах разреза, которЯе на ка-вернограмме характеризуются увеличением диаметра скважинЯ;
ВДК — для вЯделения в разрезе продуктивного коллектора участков, насЯщеннЯх преснЯми плас-товЯми водами;
НГК и/или ННК — для литологического расчленения разреза по водородосодержанию, вЯделения 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 нейтроннЯми методами для вЯявления газонасЯ-щеннЯх коллекторов;
АК в низкочастотном широкополосном варианте (ВАК) — для расчленения разреза по упругим свойствам, вЯделения в нем тре-щинно-кавернознЯх коллекторов, определения коэффициента пористости пород;
МК — для вЯделения в разрезе пластов-коллекторов с подвиж-нЯм флюидом, определения эффективной пористости и характера насЯщения;
кавернометрию — для определения интервалов залегания глини-стЯх и сильно трещиноватЯх пород, введения поправок в показания других методов при их количественной интерпретации, а также подсчета объема цементного раствора, необходимого для цемента-жа обсадной колоннЯ;
резистивиметрию — для введения поправок за влияние ствола скважинЯ в показания других методов ГИС при их количественной интерпретации, определении минерализации пластовЯх вод по ПС, решении ряда технических задач (целостности обсадной колоннЯ и др.);
дебитометрию (расходометрию) — для оценки эффективной мощности “работающих" участков разреза, определения гидродинамических характеристик пластов-коллекторов, вЯявления мест нарушения герметичности обсаднЯх колонн и др.
Особо следует отметить целесообразность опробования в кар-бонатнЯх отложениях нижней перми четЯрехэлектроднЯх градиент-зондов большого размера (ЧГЗ), имеющих максимальную на сегодняшний день глубинность исследования из всех методов ГИС и позволяющих оценивать характер насЯщения коллекторов ограниченной мощности при наличии глубокого проникновения промЯвоч-ной жидкости ( ковлев Г.Е., 1990).
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 52003
Естественно, что результатЯ интерпретации по всем вЯполнен-нЯм исследованиям методами ГИС должнЯ бЯть подтвержденЯ испЯ-таниями в открЯтом стволе скважин и увязанЯ с геологическими даннЯ-ми, для чего необходим отбор керна. Отбор керна, особенно из про-дуктивнЯх или потенциально про-дуктивнЯх пластов-коллекторов, необходим также для вЯявления зависимостей между геофизическими и петрофизическими параметрами пород, поскольку существующие зависимости, установленнЯе для отложений другого возраста, либо непригоднЯ для нижнеперм-
ских образований, либо требуют корректировки.
Литература
1. Войтович Е.Д., Гатиятуллин Н.С.
Ресурсная база природнЯх битумов и вЯсоковязких нефтей в пермских отложениях Татарстана // ВЯсоковязкие нефти, природнЯе битумЯ и остаточнЯе нефти разрабатЯваемЯх месторождений. — Казань, 1999. — С. 14-19.
2. Грунис Е.Б. Ускоренная разведка и освоение залежей нефти в сложнопостроеннЯх ловушках (на примере востока Русской плитЯ) — С-Пб.: ВНИГРИ, 1995.
3. Муслимов Р.Х., Смелков В.М., Успенский Б.В. Состояние ресурсной
базЯ природнЯх битумов Татарстана и перспективЯ ее освоения // ВЯсоковяз-кие нефти, природнЯе битумЯ и остаточ-нЯе нефти разрабатЯваемЯх 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 горнЯх наук, 2002.
5. Томашевская А.И. Критерии вЯделения битумонасЯщеннЯх коллекторов по даннЯм геофизических исследований скважин // Геология и геофизика. - 1982. - ВЯп. II. - С. 16-17.
© Коллектив авторов, 2003
The article gives a brief information about lithology and typical features of structure of Lower Permian productive formations of south-east of Tatarstan. Stratigraphic confinement of natural bitumen pools is given, rock-fluid system of reservoirs is characterized. Factors complicating the studying of Lower Permian formations by geophysical methods are indicated as well as a list of well logging methods allowing to minimize an ambiguity of their geological interpretation is presented.
OIL AND GAS GEOLOGY, 52003
