книги / Основы фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин

РГХА возникают в очаге нагнетания при закачке сточных

ипластовых вод в результате выпадения в ближней зоне коллектора небольшого количества радиокальцита или радиобарита, содержащих изотопы радия, и выделяются по расхождению временных замеров ГК, записанных в открытом стволе и в колонне (рис. 2.5). Однако такой прием не всегда эффективен. Так, при бурении боковых и горизонтальных стволов на нефтяных месторождениях, длительно разрабатываемых с поддержанием пластового давления, наличие промытых зон возможно уже при проведении замера в открытом стволе. В этом случае только по СГК (по наличию урановой составляющей) можно отделить зоны коллекторов, промытых закачиваемыми водами, от глинистых пород (по повышенному значению ториевой составляющей

иподчиненному содержанию урана и калия).

Таким образом, использование СГК при изучении разрезов нефтяных скважин повышает полноту исследований и точность определения коллекторских свойств пластов, способствует решению многих геологических задач – корреляции разрезов по содержанию U, Th и K, выделению нефтематеринских пород, интервалов развития битумов, ВНК и т.д. Для повышения эффективности СГК необходимо надежное петрофизическое обеспечение с привязкой к конкретным геолого-геохимическим условиям формирования осадочных горных пород.

2.1.2. Спектральный нейтронный гамма-каротаж

Естественным продолжением развития нейтронного гам- ма-каротажа (НГК) является разработка его спектрометрической модификации (СНГК). Первые публикации (А.М. Блюменцев, Н.К. Кухаренко, Б.В. Беленький, Д.И. Лейптунская, 1969) по возможности применения спектрометрии нейтронного гамма-излучения для выделения водоносных интервалов в обсаженных нефтегазовых скважинах по хлору и определения содержания основных породообразующих элементов (Са, Si, Fe и др.) относятся к концу 60-х годов.

32

Для Пермского Прикамья, ввиду выработки старых месторождений и закачки в пласты вод различной минерализации, актуальна задача определения характера насыщения и остаточной нефтенасыщенности коллекторов, положения водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК), газоводяного контактов (ГВК) в эксплуатационных скважинах. Существенное значение в решении этих задач принадлежит радиоактивным нейтронным методам. Импульсные модификации нейтронных методов, используемые для контроля за разработкой нефтегазовых месторождений Пермского Прикамья, применяются с 60-х годов прошлого века. Накоплен большой опыт по применению и интерпретации метода, выявлены его ограничения, наиболее существенными из которых являются следующие:

–недоучет влияния литологии (доломитизация, глинистость, сульфатизация);

–применение пресных или сточных вод для поддержания пластового давления в продуктивных нефтегазонасыщенных коллекторах;

–недоучет влияния вторичных процессов в пластах коллекторах, связанных с нарушением геохимических, термодинамических и т.д. условий в пластах, которые возникают в процессе длительной эксплуатации месторождений и приводят

кизменению геолого-геофизических и, как следствие, коллекторских свойств пород;

–наличие заколонных перетоков.

С целью повышения геологической информативности нейтронных методов на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья проводилось опробование аппаратурно-методического комплекса, включающего спектральный нейтронный-гамма каротаж двух модификаций: хлорный СНГК-Сl и широкодиапазонный СНГК-Ш (А.И. Лысенков, А.И. Губина, 2007).

Прибор хлорного каротажа (СНГК-Сl) представляет собой комбинацию двухзондового ННК-Т, выполненного по типу серийной аппаратуры СРК с аналогичным зондовым устройством

35

и128-канальный спектрометр НГК с длиной зонда 60 см. Использование стандартных зондовых устройств позволяет выполнять обработку интегральных данных по стандартным методикам, а дополнительная спектрометрическая информация дает возможность определять параметр хлорсодержания, по которому оценивается масса хлора в исследуемой среде и идентифицируется насыщенность пластов.

Прибор СНГК-Ш отличается от обычного расширенным диапазоном измерения энергии гамма-квантов (0,03–9 МэВ), а также специальным разделением широкодиапазонного спектра на две области, позволяющие исследовать высоко- и низкоэнергетические области спектра с различной детальностью. Это дает возможность, помимо обычной спектрометрической информации об излучении радиационно-активных элементов (Н, Fe, Ca, Si и др.) и интеграла НГК, по излучению от борного фильтра-конвертора получать данные, аналогичные нейтроннейтронному каротажу (ННК), по тепловым нейтронам, а по многократно рассеянному излучению – гамма-гамма каротаж плотностной (ГГК-П), т.е. фактически осуществлять многометодные измерения за одну спуско-подъемную операцию.

Информация о нейтронных и гамма-лучевых свойствах изучаемых сред представляется весьма важной не только для решения задачи определения концентрации радиационноактивных элементов, но позволяет определять характер насыщения коллекторов в разрезах как с минерализованными, так

ис пресными водами.

Вслучаях достаточно высокой минерализации пластовых вод (порядка 150–250 г/л) задача чаще всего может быть решена на основании изучения одних только нейтронных параметров с привлечением стандартного метода ИННК. При низкой минерализации (ниже 70 г/л) определение характера насыщения пластов возможно только с привлечением данных спектрометрии нейтронного каротажа.

36

При интерпретации СНГК в условиях нефтегазовых месторождений Пермского Прикамья необходимо исходить из того, что для основных нефтяных залежей минерализация пластовых вод составляет 200–250 г/л, коэффициент нефтегазонасыщенности нефтяных пластов составляет 70–80 %. Исходя из этого, нефтеносный пласт эквивалентен водоносному с минерализацией пластовой воды порядка 100 г/л. Учитывая то, что нейтронные и гамма-лучевые свойства нефти и пресной воды отличаются в силу различного вещественного состава, пресная вода характеризуется как водоносный пласт с минерализацией 5–10 г/л.

На рис. 2.7 (Кокуйская пл., скв. 2243) приведен пример исследований в эксплуатационной скважине Кокуйской площади комплексом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) и СНГК-Сl в отложениях среднего карбона. Разрез представлен карбонатно-глинистыми породами с коллекторами, насыщенными газом, нефтью и водой и частично промытых пресными водами закачки. Для скважины отмечается следующая закономерность:

– подъем ВНК в отложениях башкирского яруса (пласты Бш2–3), при этом обводненные пласты характеризуются высокими значениями массы хлора (МСl) и низкими значениями времени жизни тепловых нейтронов (τ);

– пласты коллекторы (Бш1, Бш2) частично промыты преснымими водами, на что указывают низкие значения массы хлора и высокие значения τ;

– пласты коллекторы верейского горизонта газонефтенасыщенные и отмечаются максимально высокими значениями МСl и τ в газонасыщенной части пластов с небольшим снижением показаний данных параметров в нефтенасыщенной части пласта.

Полный комплекс спектральных радиоактивных методов (СГК, СНГК-Сl, СНГК-Ш) с ИННК проведен в скв. 778 Березовской пл. (рис. 2.8).

37

Анализ полученных кривых показал, что интервалам нефтеносных и промытых пресными водами пластов по ИННК соответствуют одинаково-высокие значения времени жизни тепловых нейтронов. Тогда как по МСl пресные воды отмечаются более низкими значениями, чем нефтеносные пласты. Максимальные значения МСl приурочены к пластам с минерализованными водами.

Повышенным значениям параметра Са/Si, зарегистрированного зондом СНГК-Ш, соответствуют карбонатные породы тульского горизонта и турнейского яруса, а также песчаники с карбонатным цементом бобриковского горизонта. Согласно СГК по высоким значениям тория и урана в визейском ярусе выделяются углистые (1568–1572 м) и битуминозные (1520–1542 м) интервалы пород.

На основании геологической интерпретации методов СНГК, ИННК применительно к геолого-техническим условиям нефтегазовых месторождений Пермского Прикамья, для качественной оценки характера насыщения коллекторов, выработаны следующие критерии:

–газоносные пласты выделяются высокими значениями временижизнитепловыхнейтронов(320–380 мкс) имассыхлора;

–нефтеносные пласты имеют средние значения времени жизни тепловых нейтронов (280–320 мкс) и массы хлора;

–водоносные пласты характеризуются низкими значениями времени жизни тепловых нейтронов и высокими значениями массы хлора;

–пласты с остаточной нефтенасыщенностью при обводнении пластовыми водами имеют промежуточное значение времени жизни тепловых нейтронов и массы хлора между водоносными и нефтеносными пластами;

–пласты с остаточной нефтенасыщенностью при обводнении пресными водами имеют промежуточное значение между газоносными и нефтеносными пластами и минимальными значениями массы хлора.

Необходимо отметить, что предложенная схема интерпретации (рис. 2.9) носит формальный характер. Для повышения

40