Геофизические исследования скважин при фациально-циклическом изучен

ными и сферическими частицами известняков. Окаменелостная (рифовая) пористость образуется в процессе выщелачивания карбонатных органических остатков. Таким образом, блоковая пористость представляет собой систему сообщающихся между собой пустот между зернами породами. Трещинная пористость формируется за счет возникновения трещин в результате механического разрушения карбонатных пород, а каверновая – за счет растворения карбонатов и образования каверн и пустот при движении пластовых вод. Наличие трех типов пустот значительно усложняет изучение многокомпонентных карбонатных отложений.

Наибольший интерес вызывает изучение ФЕС рифовых образований. Не случайно поэтому в группе трещинных карбонатных коллекторов некоторые исследователи выделяют рифовый вид [62]. Такие коллекторы приурочены к телам погребенных рифов и характеризуются высокими коллекторскими свойствами при сильной их изменчивости в вертикальном и латеральном направлениях. К погребенным рифам приурочены значительные по запасам УВ месторождения. Тип коллекторов весьма широк: от порового и каверно-порового до трещиннового и каверно-тре- щинного. Так, на территории Пермского Прикамья к коллекторам порового типа относятся крупнопористые известняки (с пористостью до 20 % и проницаемостью от 0,005 до 0,5 мкм2) и тонкозернистые (с пористостью до 17 % и проницаемостью от 0,002 до 0,17 мкм2). Каверно-поровый тип коллекторов встречается в тонко- и микрозернистых известняках с кавернами выщелачивания диаметром до 6 мм. Он характеризуется пористостью до 19 % и высокой проницаемостью до 1,2 мкм2. Сквозные каверны в таких коллекторах влияют на резкие изменения ФЕС. Каверны трещинного типа приурочены к плотным известнякам с пористостью (3–5 %) и довольно хорошей проницаемостью (до 0,07 мкм2). Распространение по трещинам каверн выщелачивания увеличивает емкость пустот до нескольких процентов, а проницаемость до 1,5 мкм2 (каверно-трещинный тип коллекторов), причем кол-

51

лекторы порово-трещинного типа содержат основные запасы УВ. Нередко наблюдаются разнообразные смешанные типы коллекторов. Следует отметить, что в формировании коллекторских свойств рифовых карбонатных толщ большую роль играют межблоковые полости [5, 16].

Изучение ФЕС коллекторов, характеризующихся наличием каверн и трещин, по керну затруднено, так как по анализируемым образцам фиксируются лишь мелкие каверны и микротрещины. В природных условиях при изучении обнажений наблюдаются трещины длиной от нескольких сантиметров до сотен метров, а раскрытость их – от нескольких миллиметров до

15 см [80].

Пустоты в коллекторах погребенных рифов за счет наличия каверн и трещин характеризуются большим поглощением бурового раствора и нередко провалами бурильного инструмента в процессе проходки скважин.

Для решения задач по подсчету запасов УВ и разработке залежей недостаточно выделять только типы и подтипы карбонатных коллекторов. Необходимо знать их характеристики не только по емкостным, но фильтрационным свойствам, а также иметь четкое представление о различии в строении и характере нефтенасыщенности пустотного пространства коллекторов.

Установлено, что высокопористые породы более трещиноваты, чем низкопористые, но проявление эффекта трещиноватости сильнее в низкопористых породах, так как их фильтрационные свойства обусловлены только трещинами.

Процесс охвата всего карбонатного разреза трещиноватостью может осуществляться только при условии равномерного роста пластового давления во всем карбонатном массиве и обеспеченности гидродинамической сообщаемости по всему разрезу, что в естественных условиях встречается довольно редко.

Пластовые и пластово-сводовые нефтяные залежи встречаются обычно в карбонатных толщах сложного строения, где покрышками залежей служат плотные разности карбонатных

52

пород, а нефть содержат пористые слои, обладающие поровой или трещинной проницаемостью. Часто нефтенасыщенные карбонатные пласты перекрываются и подстилаются заглинизированными породами, как, например, в залежах башкирских, тунейских и фаменских отложениях Пермского Прикамья.

Массивные залежи нефти встречаются во всех карбонатных комплексах и особенно в рифовых образованиях и нередко бывают приурочены, как считают некоторые исследователи [4, 15, 57], к слоистым карбонатным толщам. Поэтому особый интерес представляет внутреннее строение нефтяных залежей. Опыт изучения залежей показал, что для повышения эффективности разработки необходимо состыковать условные и произвольные границы внутри залежей, например границы эксплуатационных объектов по разрезу и площади с естественными резкостными границами, наблюдающимися при резкой смене физических и литологических свойств и характере нефтегазонасыщенности продуктивных пород. Внутреннее строение нефтенасыщенных пластов определяется их толщиной и площадной неоднородностью. Слоистое строение продуктивных карбонатных толщ Урала – Поволжья подтверждается промысловыми данными [4, 16]. Слоистое строение карбонатных пластов обусловлено послойным изменением их ФЕС, и средняя пористость и проницаемость каждого отдельно взятого слоя могут существенно отличаться от среднихзначений длявсегопродуктивного разреза.

Что же касается массивного облика собственно рифов, то некоторые исследователи приходят к выводу, что нельзя однозначно говорить о полном отсутствии слоистости в рифах. Они отмечают так называемую рифовую слоистость, образующуюся при смене поколений отдельных сообществ колониальных организмов, и отчетливую первичную слоистость некоторых фациальных зон рифового комплекса (лагунных фаций, тыльнорифовых и предрифовых образований). Характерная особенность рифовых сооружений – закономерное расположение литологических типов пород в теле массива, которое сопровождается по-

53

добным же зональным размещением фаунистических сообществ. Причем смена пород и фауны происходит достаточно резко на коротких расстояниях. В итоге в теле крупных рифовых массивов – природных резервуаров УВ формируется пластовое или чаще линзовидно-пластовое размещение зон с высокими коллекторскими свойствами, разделенных пачками с более низкими значениями пористости и проницаемости или даже с достаточно плотными породами. Такое отчетливо слоистое размещение пористо-проницаемых прослоев установлено, например, в нижнепермских и среднекаменноугольных рифах Приуралья [67].

Итак, на практике очень трудно проследить за распространением по площади и разрезу каждого слоя, толщина которого часто не превышает нескольких сантиметров. В связи с этим обычно используют сводную характеристику пустотного пространства для всего многослойного разреза, предполагая, что вся продуктивная толща внешне выглядит единой массивной залежью с общим ВНК для всех слоев. В реальных же условиях карбонатные толщи являются сложными многопластовыми объектами разработки, неимеющими гидродинамической связи пластов по разрезу [16], т.е. слоистое строение карбонатных толщ нарушает гидродинамическую связь слоев по разрезу. Поэтому при построении геологических разрезов (корреляционных схем) скважины, участвующие вкорреляции, часто не сопоставляются друг с другом по данным ГИС. Для устранения этой проблемы необходимо использовать сведения о глубинных профилях притока и поглощения и другую промысловую информацию.

Выделение коллекторов трещинного типа по данным ГИС затруднено из-за малой пористости в массиве рифа. Для выделения коллекторов смешанного типа по материалам скважинных исследований в настоящее время также не разработана достаточно приемлемая методика интерпретации.

54

2.2. РАСПОЗНАВАНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО СОСТАВА ПЛАСТОВ ГОРНЫХ ПОРОД И МЕЖСКВАЖИННАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ ПО ДАННЫМ ГИС

Для изучения карбонатных коллекторов привлекается комплекс ГИС, который включает в себя различные модификации электрического каротажа (БКЗ, БК, МБК, микрозонды, ИК, ПС) и радиокаротажа (ГК, НГК, ННК-Т, ГГК), акустический каротаж АК, измерение диаметра скважины каверномером (ДС), а также промысловых методов, дающих непосредственную информацию о коллекторах УВ: механического и газового каротажа, метода двух растворов, результатов исследований кернового материала, опробования скважин пластоиспытателями в открытом стволе.

Большое внимание уделяют исследованиям карбонатных толщ электрометодами ГИС, в частности, для определения типа коллекторов с последующим определением пористости продуктивных слоев и характера их насыщения.

Блоковая пористость нетрещинных карбонатных пород определяется по относительному сопротивлению с использованием уравнения Рп = f (Kп). Для количественной оценки трещинной пористости используются диаграммы БКЗ, БК, БК и МБК, БК и НГК, БКЗ и НГК, метод двух растворов, метод временных измерений удельных сопротивлений и т.п.

Определение типов коллекторов также возможно при использовании методики нормализации кривых АК (lg∆ t) и совмещении кривых lg∆ t с кривыми НГК. Для определения характера насыщения карбонатных коллекторов и определения положения водонефтяного контакта (ВНК) используется методика отношений ρ кМБК / ρ эБК и методика нормализации диаграмм БК и НГК.

При расчленении карбонатного разреза по данным ГИС сначала выделяют межзерновые коллекторы, а в остальной части разреза проводят литологическое расчленение с выделением сложных коллекторов.

55

В зависимости от структуры порового пространства и условий фильтрации карбонатные коллекторы можно условно разделить на два типа: гранулярные (с межзерновой пористостью) коллекторы и трещинные (трещинные, кавернозные и смешанного типа) коллекторы.

Гранулярные карбонатные коллекторы имеют такую же геофизическую характеристику, как и песчаные коллекторы. Выделение коллекторов в этом случае заключается в расчленении разреза на глинистые и неглинистые породы и в выявлении среди последних высокопористых разностей (рис. 2.1).

Расчленение карбонатного разреза, представленного тонким переслаиванием плотных и пористых разностей, по данным

Рис. 2.1. Схематическое изображение кривых ГИС против разновидностей карбонатных пород

56

ГИС в общем случае затруднительно. Наиболее надежные результаты, как и в случае терригенного разреза, могут быть получены по данным микрокаротажа.

Трещинные и кавернозно-трещинные коллекторы имеют весьма широкое распространение среди карбонатных пород. На каротажных кривых они не имеют четко выраженных характеристик, и распознавание их в разрезе скважины по обычному комплексу ГИС связано с большими трудностями.

Лишь в отдельных районах трещинные породы имеют частные отличительные признаки на кривых ГИС. Так, они могут отметиться по показаниям микрокаротажа, отбивающего отдельные трещины, и изрезанности кавернограммы. В благоприятных случаях (неглинистые и негазоносные породы) наличие трещинных коллекторов может быть установлено путем сопоставления и количественного анализа данных электрокаротажа, нейтронного каротажа и результатов анализа керна. Перспективным по обнаружению трещинных коллекторов являются данные акустического каротажа по затуханию.

Глины (аргиллиты) хорошо выделяются по диаграммам ГИС, так же как и в терригенном разрезе.

Мергели отмечаются повышенными значениями КС, более высокими, чем глины, но меньшими, чем известняки и доломиты (рис. 2.2 и табл. 1.1). На диаграммах НГК мергелям отвечают промежуточные показания, а на кавернограмме – обычно показания номинального диаметра скважины.

Низкопористые известняки и доломиты делятся на классы неколлекторов и кавернозно-трещинных коллекторов по фильтрационным свойствам и на классы известняков, доломитов и промежуточных литологических разностей по минеральному составу скелета. Первая задача может быть решена по диаграммам стандартного комплекса и специальных исследований ГИС, вторая – по данным комплексной интерпретации диа- граммННК-Т, ГГКи АК. Максимальные значения сопротивления

57

путем сопоставления диаграмм НГК с диаграммами ГК и ПС, на которых глинистые породы четко отображаются. В плотных карбонатах диаметр скважины соответствует номинальному, в глинистых разностях и (очень редко) в кавернозных породах отмечается увеличение dскв, против пористых пород наблюдается образование глинистой корки. Следует отметить, что проследить те небольшие изменения диаметра скважины удается только по кавернограмме повышенной точности. Известняки и доломиты по данным ГИС часто нельзя отличить от песчаников

(см. рис. 2.2).

Известковистые песчаники, аргиллиты и алевролиты в отличие от неизвестковистых фиксируются повышенными показаниями на кривых КС.

Известняки на диаграммах ГИС характеризуются номинальным диаметром скважины на кавернограмме аномально повышенными показаниями на кривой НГК (ННК-Т) и высокими значениями сопротивления на кривой КС. Для глинистых известняков характерно увеличение естественной радиоактивности на кривой ГК.

Проведенный анализ конфигураций диаграмм ГИС позволил выделить в карбонатном разрезе следующие литологические разности пород:

1.Доломит.

2.Известняк доломитизированный.

3.Известняк плотный.

4.Известняк проницаемый (коллектор).

5.Известняк глинистый.

6.Мергель.

7.Алевролит известковистый.

8.Аргиллит известковистый.

9.Песчаник известковистый.

При вскрытии на соленой воде коллекторы смешанного типа, содержащие трещины, часть которых сечет ствол скважины, отмечаются участками резкого снижения показаний ρ эф нормализованной диаграммы БК при совмещении ее с кривой НГК

59

(рис. 2.3). Наличие повышенного затухания на кривой АК – характерный признак трещинно-кавернозного коллектора.

Для выделения таких коллекторов используют способ активированного раствора в варианте осолонения бурового раствора с повторной регистрацией диаграммы ρ эф (ρ к) БК (метод двух растворов). В этом случае совмещение двух диаграмм ρ эф, зарегистрированных в одинаковом масштабе, позволяет выделить трещиноватые участки разреза по четкому снижению ρ эф на диаграмме, полученной с минерализованным раствором при совпадении показаний ρ эф в плотных породах.

Рис. 2.3. Выделение коллекторов (штриховка) в карбонатном разрезе способом нормализованных диаграмм БК и НГК

60