В.П. СТЕНИН, Ю.М. КУТЕЕВ, И.А. КУЗНЕЦОВ (Оренбурггеология), В.Г. ФОМЕНКО (ВНИГИК), Э.Г. РАБИЦ(ВНИГНИ)

Нефтеносными на Зайкинском месторождении являются кварцевые песчаники пластов Д_III, Д_IV и карбонатные разности пласта Д_IV. Пласт Д_III делится на два объекта и состоит из пропластков песчаников, алевролитов и аргиллитов, пласт Д_IV разделяется глинисто-карбонатными разностями также на два пласта. На диаграммах ГИС эти пласты прослеживаются уверенно и надежно. В отдельных скважинах наблюдается литологическое замещение или выклинивание отдельных пропластков-коллекторов. Карбонатный пласт Д_V глинисто-карбонатной толщей также разделен на два пласта; для карбонатов характерна литологическая расчлененность и изменчивость коллекторов.

В поисково-разведочных скважинах девонские отложения Зайкинского месторождения исследованы расширенным комплексом ГИС. Наряду с обязательными для района методами (каротаж ПС, БКЗ, МК, БМК, БК – зонд БК-3, ИК – зонд 8И1,4, ГК, НГК, АК по скорости, кавернометрия) при детальных исследованиях проведены импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) – восемь скважин, многозондовый нейтронный каротаж (МНК) – пять скважин, плотностный гамма-гамма каротаж (ГГКП) – четыре скважины, диэлектрический каротаж (ДК) – две скважины, боковой семиэлектродный каротаж (БКС) – одна скважина, акустический низкочастотный (широкополосный) каротаж (АКШ) – одна скважина.

1) прямые методы, основанные на результатах непосредственного опробования пластов приборами на кабеле (ГДК, ОПК) и трубах (ИП);

2) прямые качественные геофизические признаки, являющиеся следствием проникновения фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласт (рис. 1);

Как правило, суммарные нефтенасыщенные толщины, выделенные по кавернограмме в интервалах пласта, превышают их величину по данным МК или БМК. Это связано с тем, что вследствие систематических добавок в ПЖ нефтепродуктов, обработки ПЖ некачественным баритом, кольматирующим поровое пространство коллекторов при бурении, кривые МК против коллекторов искажены (рис. 2). Замеры каверномера и МК, выполненные в промежутке времени от 3 сут до1,5 мес, подтверждают электрическую неоднородность глинистой корки из-за внедрения в нее нефтепродуктов. Эффективные толщины, выделяемые по кавернограмме, остались такими же, в то время как на кривых МК изменились не только их величина, но и местоположение в пласте. Характерно, что технологическое влияние на МК в карбонатах оказалось более заметным и сформировалось на меньшее время, чем в терригенной части разреза.

Неинформативность МК в девонских отложениях Зайкинского месторождения при выделении проницаемых интервалов потребовала поиска других геофизических признаков, указывающих на проникновение в пласт фильтрата ПЖ, на которые загрязнение ПЖ нефтепродуктами не оказывало бы влияния. Такими геофизическими признаками обладают замеры двухзондового ИИНК, проведенные и обработанные по методике с компенсацией влияния водородосодержания (ИННК-КВ). Компенсация влияния изменений пористости на ИННК-КВ осуществлялась для водоносных пластов. В этом случае отношение показаний двух зондов в водоносных пластах не будет зависеть от пористости. В нефтеносных пластах наблюдалось расхождение записываемых кривых, причем показания большого зонда были меньше, чем показания малого зонда. В наиболее плотных пластах (К_п<0,03) наблюдалось незначительное обратное соотношение. Так как водоносные пласты были вскрыты в единичных скважинах, нормировка (выбор длины зондов и времен задержек) осуществлялась по плотным и глинистым (до чистых глин) породам, которые по нейтронным характеристикам эквивалентны водоносным известнякам.

Проницаемые пласты-коллекторы по данным ИННК-КВ выделялись по превышению показаний малого зонда над большим (см. рис. 2 и рис.3).

По данным ИННК-КВ количественный критерий К_п.гр, отвечающий границе “коллектор-неколлектор”, для пластов Д_III и Д_IV равен 0,058, для пласта Д_V – 0,049, в то время как по данным МК K_п.гр оценены соответственно в 0,07 и 0,056. Согласно данным капилляриметрических исследований керна,проведенных во ВНИГНИ, установлены граничные значения К_п.гр для пластов Д_III-IV – 0,065 и Д_V – 0,05. Совпадение граничных значений, установленных по ИННК-КВ и керну, подтверждает обоснованность выделения коллекторов при существующей технологии вскрытия девонских пластов по данным ИННК-КВ, а не по МК. Дополнительно это обстоятельство подтверждается данными ГИС при испытании, путем регистрации факта проникновения минерализованной воды при глушении скважины.

Оценка характера насыщения. При оценке характера насыщения девонских пластов Зайкинского месторождения применена методика, описанная в [1–3]. По результатам выполненных во ВНИГНИ и ВНИГИКе капилляриметрических исследований на образцах были рассчитаны и обоснованы критические значения водонасыщенности, отвечающие безводному притоку продукта (Кв*), чисто водному притоку (Кв**) и К_в.кр, позволяющие оценить характер насыщения пласта по данным r_п и k_п определяемым по ГИС. В методике, изложенной в этих работах, различие движения фаз (нефть, вода) в многофазовом потоке не учитывается, что в некоторых случаях может привести к некорректности в определении критических значений k_в*, К_в.кр, k_в**. Для повышения достоверности определение критических значений водонасыщенности девонских залежей Зайкинского месторождения при расчете относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды было уточнено с учетом движения фаз в мно-гофазовом потоке. Относительные критические значения k_в*, k_в** рассчитывались по формулам:

Для пластов Д_III, Д_IV, Д_V они соответственно равны 0,36, 0,45, 0,40 и 0,82, 0,82 и 0,6.

Используемые при расчетах k_в* и k_в** значения k_в.о определялись по петрофизическим зависимостям k_B.о=f(Кп), полученным на керне для каждого из исследуемых пластов.

При определении местоположения ВНК в пласте Д_V использовалось относительное критическое значение К_в^*=0,45.

Определение коэффициентов нефтенасыщенности коллекторов. Полученная на Зайкинском месторождении при определении коэффициентов нефтенасыщенности по величине УЭС пласта зависимость r_п от (k_в) отличается от общепринятой. Зависимость Р_н=f(Кв) в билогарифмическом масштабе криволинейна. Криволинейность ее, по-видимому, связана с частичной гидрофобизацией коллекторов. Коэффициенты нефтенасыщенности пластов высокие (0,93–0,95).

Значения k_н полученные по данным r_п, подтверждены результатами определения этого подсчетного параметра через информацию других методов ГИС – ДК (одна скважина) и ИННК (пять скважин).

где l₂, l₁ – исправленные за влияние скважинных условий декременты затухания, зарегистрированные при насыщении прискважинной зоны пласта пресной и соленой водой; l_в l_н l_ск – декременты затухания в минерализованной воде, нефти и скелете породы.

Согласно расчетам, среднее значение К_выт для пласта Д_III равно 0,64, для пласта Д_V – 0,72. Эти данные согласуются с результатами, полученными на керне, несмотря на то, что определенные по ГИС значения K_выт являются минимально возможными, поскольку принятое допущение в близости значений декрементов затухания в нефти и пресном фильтрате ПЖ приводит к занижению значений этого коэффициента.

С целью выяснения достоверности интерпретации данных ГИС в отдельных скважинах Зайкинского месторождения были выполнены специальные ГИС, сопровождающие процесс испытания продуктивных пластов. Эти исследования выполнялись по методике “каротаж – испытание – репрессия– каротаж” (см. рис. 3).

В скв. 565 пласт Д_V-3 перфорирован в интервале 4560–4580 м. При испытании получен приток нефти дебитом 218 т/сут. Такой дебит вызывает сомнение, поскольку по данным ГИС этот интервал не имеет высоких ФЕС. На основании данных ГИС (ИННК-КВ и термометрия), сопровождающих процесс испытания, было установлено, что приток нефти поступает из вышезалегающего пласта Д_V-2 (интервал 4490–4520 м). Эти данные дополнительно подтверждаются тем, что после установки цементного моста в интервале 4540–4580 м и перфорации интервала 4490–4520 м скважина продолжала работать в том же режиме.

1. Венделыитейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазоносных коллекторов.– М.: Недра.– 1978.
2. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях.– М.: Недра.– 1983.
3. Методические указания по проведению геофизических исследований поисковых и разведочных скважин в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и интерпретации получаемых материалов / С.Г. Астоян, О.Н. Кропотов, В.Г. Фоменко и др.– Калинин: Изд. ВНИГИК.– 1986.
4. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений / Я.Н. Басин, И.А. Мартьянов, Л.Г. Петросян.– М.: Недра.– 1978.

As exemplified by the Devonian of the Zaikinskoye field (southwestern Orenburzh'ye), an approach is proposed to the combined use of the data derived from the conventional and supplementary methods of geophysical well logging and core examination that allowed the calculated parameters of reservoirs to be reasonably determined. The drilling technology (oil additives, great depths, etc.) applied in this area leads to not single interpretation of micrologs. Impulse neutron-neutron logging data are provided to identifu reservoirs.

1 – коллекторы 2 – зоны дренирования