Проведение разведочных работ по выявлению оторочек связано с большими трудностями, вызванными в первую очередь тем, что современные методы ГИС не позволяют надежно установить контакт газ – нефть в низкопористых, глинистых, литологически неоднородных коллекторах.

Разведка нефтяной оторочки на одном из крупнейших в мире газоконденсатном месторождении Хасси Р'Мель велась самыми современными методами ГИС с применением метода RFT фирмы Шлюмберже, Результаты разведки представляют определенный интерес для аналогичных месторождений Западной Сибири, где эта проблема до сих пор не решена.

Месторождение Хасси р'Мель расположено в северной части Алжирской Сахары, в 500 км от побережья Средиземного моря. Месторождение открыто в 1957 г.

Продуктивными отложениями на месторождении являются кварцевые песчаники нижнего триаса, разделенные между собой глинистыми и глинисто-алевролитовыми пластами. Выделяется три продуктивных горизонта, получивших название (сверху вниз) А, В и С. Глубина залегания горизонта А 2120 м в своде структуры и до 2250 м на крыльях.

По кровле горизонта А структура представляет собой огромную антиклиналь северо-восточного направления, осложненную серией тектонических нарушений сбросового характера различной амплитуды (от 10 до 100 м). В пределах изогипсы –1500 м размеры поднятия 50x80 км. Высота поднятия около 130 м.

Верхний продуктивный горизонт А распространен в пределах поднятия практически повсеместно, лишь в юго-западной части месторождения песчаники замещаются лагунными соленосными отложениями. Эффективная мощность горизонта изменяется от 0,5 до 32 м и в среднем составляет 14,5 м.

Горизонт В имеет ограниченное распространение, присутствует в центральной, северо-западной и восточной частях месторождения. Для горизонта характерна резкая изменчивость эффективной мощности от 0 до 15 м и высокая расчлененность разреза. Средняя эффективная мощность горизонта равна 11м.

Основной продуктивный горизонт С отсутствует в юго-западной части месторождения. Горизонт характеризуется высокой однородностью по разрезу. Эффективная мощность горизонта достигает в центральной и северной частях площади 50– 60 м, в южной части уменьшается до 5–10 м. Средняя эффективная мощность горизонта С составляет 20,7 м.

По данным петрографического анализа, проведенного в 17 скважинах (по всем скважинам вынос керна составил 100 %, отбор образцов для анализов проводился строго через 25 см), пласты-коллекторы всех трех горизонтов представлены кварцем и полевыми шпатами с глинистым, глинисто-ангидритовым и глинисто-карбонатным цементом. Зерна кварца имеют разные размеры и различную окатанность. По всем горизонтам отмечается уменьшение диаметра зерен от подошвы к кровле. Среди тяжелых минералов встречаются анатаз, рутил, турмалин и циркон.

Средние значения минерального состава коллекторов, а также пористости и проницаемости по горизонтам приведены в табл. 1.

Комплекс ГИС фирмы Шлюмберже, применяемый на месторождении включает: гамма-метод (GR), плотностной гамма-гамма метод (FDC), с 1985 г. плотностной селективный гамма-гамма метод (LDT), нейтронный двухзондовый метод (CNL), методы сопротивления (LLs), двухзондовый прибор бокового метода (LLd), сферически фокусированный микробоковой метод (MSFL), акустический метод (ВНС), импульсный нейтронный метод (TDT).

Обработка данных ГИС проводится на ЭВМ с помощью интерпретационных комплексов CORIBAND и GLOBAL, предназначенных для сложных разрезов, характеризующихся широким разнообразием пород и изменчивостью их по разрезу и площади.

Наличие нефтяной оторочки на месторождении установлено в 1957 г. скважиной 8, пробуренной в юго-западной части месторождения с целью оконтуривания газовой залежи в горизонте С.

До 1979 г. еще в 15 скважинах в горизонтах В и С, преимущественно на севере месторождения, был вскрыт контакт углеводороды – вода, в пяти из них по ГИС выделены нефтенасыщенные толщи от 1,5 до 4,5 м. При испытании нефтенасыщенных интервалов были получены притоки газа, нефти и воды. Поэтому разработка нефтяной оторочки была нерентабельна.

Новый этап в разведке нефтяной оторочки начинается с 1979 г., когда в скв. 38, заложенной в центре восточного крыла на горизонт А, была вскрыта нефтяная оторочка мощностью 12,5 м из которой был получен промышленный безводный приток нефти.

Тогда же встал вопрос о надежном определении характера насыщения коллекторов и отбивке контакта газ – нефть, так как применяемый на месторождении комплекс ГИС только в чистых, высокопористых и литологических однородных коллекторах позволяет однозначно отличить газонасыщенные пласты от нефтенасыщенных.

Как было показано, коллекторы продуктивных горизонтов являются литологически неоднородными, а горизонты А и В имеют повышенную глинистость, поэтому установить контакт газ – нефть только по ГИС в большинстве случаев не возможно.

С 1980 г. для определения характера насыщения коллекторов и установления контакта газ – нефть в комплексе с ГИС применяется прибор на кабеле фирмы Шлюмберже RFT (REPEAT FORMATION TESTER) [1]. Прибор RFT предназначен для неограниченного числа точечных замеров пластового давления и отбора за один спуск-подъем двух проб пластового флюида. Для отбора проб используются две пробоотборные камеры емкостью 1 и 2,75 галлона (1 галлон США= 3,785 л). Пластовое давление замеряется с точностью до 1–0,1 psi (1 кг/см² =14,2 psi) в зависимости от регистрирующих датчиков.

Метод RFT в комплексе с ГИС на месторождении Хасси Р'Мель проводился во всех скважинах вскрывших контакт углеводороды – вода. Исследования выполнены в 42 скважинах.

На рис. 1 в табл. 2 и табл. 3 приведены результаты исследования RFT по определению контактов газ – нефть – вода в скв. HR-189.

На рис. 2 приведены результаты ГИС (GR – FDC – CNL), компьютерной обработки ГИС (CPI) и RFT по скв. 154, расположенной на востоке месторождения. Только по ГИС определить характер насыщения коллекторов в этой скважине невозможно. Для определения контакта газ – нефть кроме замеров пластового давления отобрано четыре пробы пластового флюида.

Благодаря применению RPT на месторождении Хасси Р'Мель выявлена промышленная нефтяная оторочка в горизонте А на востоке и в горизонте С на юго-западе месторождения [2].

Нефтяная оторочка горизонта С вскрыта шестью скважинами. С юга и севера оторочка ограничена тектоническими нарушениями. Контакт газ – нефть установлен на отметке минус 1485 м, нефть – вода – на минус 1498 м. Мощность оторочки 13 м. Максимальная вскрытая нефтенасыщенная мощность составляет 10,5 м, минимальная – 1,7 м. Ширина оторочки на севере 1,5 км, на юге – 4,5 км, длина 20 км. Балансовые запасы нефти 10,6 млн. м³.

Нефтяная оторочка горизонта А выявлена вдоль всего восточного крыла месторождения, вскрыта 15 скважинами. С севера и юга оторочка ограничена серией тектонических нарушений. Контакт газ – нефть установлен на отметке минус 1488 м, нефть – вода минус 1500 м. Ширина оторочки 3,5–4,5 км, длина – 45 км. Балансовые запасы нефти 82,5 млн. м³.

Таким образом, метод RFT в комплексе с ГИС оказался мощным средством, позволившим в сложных условиях месторождения Хасси Р'Мель успешно решить вопрос насыщения коллекторов и определения контактов газ – нефть – вода.

1. RFT Principes de 1'interpretation des tests de pression, Schlum-berger. 1984.
2. Terkmani М., Bassik E., Guerroumi A. Particularites d'extention de l'anneau d'huile sur le chemp de Hassi R'Mel // Premier Seminaire National de Geologic Pelroliere, 20–21 december 1987, Algerie.

The possibilities of RFT Shlumberge firm method togue-ther with logging for the definition of resevoir saturation character and oil – water contacts are shown. The use of RFT method succesfully allowed to reveal oil fringe at Hassi R'Mell condensate field.