Р.Ш. ХАЙРЕТДИНОВ, Р.Р. ХАЙРЕТДИНОВ, Е.З. ЗОРИН(Татнефтегеофизика), Р.X. МУСЛИМОВ, А.Т. ПАНАРИН (Татнефть), Г.Е. ЯКОВЛЕВ (КГУ)

Суть метода ГК заключается в том, что в скважинах, пробуренных на базисный горизонт, по комплексу ГИС над продуктивным пластом и выше выделяют слабопроницаемые неглинистые покрышки и проводят в этом интервале измерения стандартным методом ГК, повышенные показания которого будут свидетельствовать о наличии связанного с УВ ореола рассеяния радиоактивных элементов. В случае глинистых покрышек должна учитываться естественная радиоактивность глин, обусловленная присутствием изотопа ⁴⁰К, для чего измерения необходимо дополнять гамма-спектрометрией.

В нефтеносных залежах наибольшая концентрация радиоактивных элементов (в основном ²³⁸U и ²³²Th и продуктов их распада ²²⁶Ra и ²²⁸Ra) содержится в нефтях и погребенной воде, в которую они попадают за счет выщелачивания минерального скелета горных пород и экстракции из нефтей. Вследствие отсутствия в пластовых водах материнских элементов ²³⁸U и ²³²Th содержание изотопов Ra примерно на порядок меньше, чем в нефтях и погребенной воде. Исключение составляет лишь достаточно тонкий слой пластовой воды, приуроченный к водонефтяному контакту, в котором повышенное содержание Ra обусловлено его экстракцией из нефтеносной части пласта.

В настоящее время общепризнана приуроченность многих нефтяных залежей к трещиноватым зонам, расположенным вблизи древних прогибов. Причем установлено [2], что тектонические трещины в нефтеносной части пласта и покрышке над ним при вторичных процессах либо не цементируются вовсе, либо подвержены цементации в меньшей степени, чем трещины в водоносной части коллектора. Поэтому при формировании или переформировании нефтяных залежей миграция нефти и нефтеводяных смесей с повышенным содержанием Ra будет проходить по восходящей, главным образом над нефтяными частями залежей, что должно приводить к образованию локализованных ореолов рассеяния в плотных слабопроницаемых покрышках и над ними. Приуроченность ореолов повышенной радиоактивности в плотных породах над нефтяными залежами к их нефте-насыщенной части может служить поисковым признаком как для нахождения новых залежей в вышележащих отложениях, так и для выявления самой базисной залежи.

На рис. 1 приведены результаты комплексных измерений электрорадиоактивным и газовым каротажем в скв. 5067 Ново-Елховской площади. По данным люминесцентно-битуминологического анализа (ЛБА) шлама (диаграмма 5), наличие битума фиксируется в нефтеносных песчаниках в интервалах 1763–1768,5 и 1770–1783 м, кыновских аргиллитах (1736–1756 м), саргаевской глинисто-карбонатной пачке (1700–1756 м), семилукско-бурегских отложениях (1618–1700 м) и части воронежских отложений (1524–1618 м), представленных неглинистыми карбонатными породами. В нижней половине последнего интервала значения естественной радиоактивности по ГК несколько повышены (заштрихованный участок диаграммы 3) по сравнению с вышележащими также неглинистыми карбонатными отложениями. Это дает основание полагать, что в данном случае относительное повышение показаний ГК против нижней части воронежских отложений обусловлено наличием ореола рассеяния УВ, который можно установить на фоне неглинистых карбонатных отложений.

В скв. 344 Ново-Елховской площади (рис. 2), по данным метода ИННКт, наличие нефтебитуминозных пород установлено в интервале 1630–1707 м (заштрихованные прослои), а также под уплотненной (по НГК-60) покрышкой в интервале 1390–1402 м. Превышение показаний ИННКт над НГК в интервале 1414– 1428 м обусловлено (по результатам анализа шлама) доломитизацией, а максимальный пик газопоказаний на глубине 1425 м объясняется длительной остановкой в процессе бурения. Вывод о нефтебитумосодержании в указанных интервалах подтверждается и данными ЛБА шлама. Причем в семилукско-бурегских отложениях (1625–1738 м). зафиксировано два типа битумов: САБА, соответствующий тяжелым малоподвижным битумам, характерным для собственно семилукско-бурегских отложений, и СБА – легкий подвижный битум, свойственный нефтям базисного горизонта Д₁, залегающего ниже 1750 м, а в верхнем из отмеченных нефтебитуминозных интервалов (1390–1402 м) в шламе присутствует только битум СБА.

К сожалению, в интервале 1400–1620 м ввиду низких значений содержания битума пренебрегли выявлением и определением количества его при ЛБА. Тем не менее, относительно повышенные (до 3–6 мкР/ч) показания ГК против фоновых (1–1,5 мкР/ч) позволяют установить в нем наличие ореола рассеяния УВ, являющегося следствием тех же восходящих миграционных процессов, которые привели к образованию залежи в карбонатной пачке (1390–1402 м). При этом тип битума позволяет считать источником поступления нефти в данную залежь девонский базисный горизонт.

Анализ материалов ГИС показал, что восходящая миграция УВ, сопровождающаяся повышением естественной радиоактивности, происходит не только в трещиноватых зонах, приуроченных к прогибам, структурным террасам и другим тектоническим элементам, но и во всех случаях, когда покрышки над нефтяными залежами относительно проницаемы. Наглядным подтверждением этого являются результаты радиометрии, выполненной в интервале от воронежско-бурегских до фаменских отложений по ряду скважин Миннибаевской площади (рис. 3).

В скв. 9587 в общем интервале 1371–1579 м отмечаются слегка повышенные показания, связанные, по-видимому, с относительно слабым ореолом рассеяния УВ. В пористом прослое (1365–1371 м), находящемся в кровле карбонатной пачки непосредственно под плотной (по НГК) покрышкой, показания ГК увеличены. Это связано, вероятно, с тем, что вследствие резкого изменения направления восходящей вертикальной миграции на горизонтальную под непроницаемой покрышкой У В заполнили больший объем перового пространства коллектора. Аналогичное объяснение может быть дано и при анализе диаграмм ГК и НГК по скв. 10825. Только в этом случае восходящая миграция УВ происходила, по-видимому, и выше пористых прослоев (1462–1472 и 1500–1515 м), о чем свидетельствуют слегка повышенные по сравнению с фоновыми показания ГК. Следует отметить, что величина естественной гамма-активности (22 мкР/ч) в интервале 1512–1515 м не может быть объяснена увеличением глинистости, поскольку она более чем в 2 раза превышает максимальные показания Г К, в том числе и против аргиллитов. Не может быть вызвано это повышение и образованием зоны кольматации, так как даже в случае интенсивного поглощения карбонатными отложениями глинистого бурового раствора увеличение гамма-активности не превышает 3–5 мкР/ч.

Таким образом, показания ГК отражают достаточно сложную картину вертикальной и латеральной миграции водонефтяных смесей с повышенным содержанием радиоактивных элементов, которая в сильной степени зависит от неоднородности пород в разрезе по коллекторским свойствам, их плотности и т. п. Очевидно, поэтому нельзя рассматривать ореолы рассеяния УВ как строго вертикальные проекции от базисных залежей нефти на земную поверхность или какую-либо глубинную структуру и можно использовать лишь для ориентировочного определения местоположения перспективных в отношении нефтегазоносности карбонатных отложений, которое может быть уточнено с привлечением дополнительной геологической информации.

1. Анализ условий формирования залежи нефти в семилукско-бурегских отложениях по геолого-геофизическим данным /Р.X. Муслимов, А.Т. Панарин, Е.Б. Грунис и др. // Геология нефти и газа.– 1989.– № 1.– С. 43–48.
2. Аширов К.Б., Фролова Е.К. О характере трещиноватости продуктивных карбонатных пород палеозоя на месторождениях Куйбышевской области // Сб. Нефтегазовая геология и геофизика.– М.: ВНИИОЭНГ.– 1974.– С. 17–19.
3. Войтович Е.Д., Кензин Ф.А. Закономерности размещения нефти в нижних горизонтах карбонатного девона Татарии и обоснование методики их поисков // Геология нефти и газа.– 1974.– № 3.– С. 6–10.
4. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области / Е.Н. Абдуллин, Л.З. Аминов, Н.М. Акишев и др.– М.: Нед-ра.– 1979.– С. 3–167.

Possibilities are indicated for recognizing hydrocarbon scattering halo over oil pools by gamma-logging. Physical / chemical fundamentals of the proposed procedures are discussed and the examples of their practical use are provided.

Кривые: 1 – ПС, 2 – КС, 3 – ГК, 4 – НГК; 5 – содержание битума в шламе, %; 6 – кривая суммарных геопоказаний, %

Кривые: 1– КС, 2– ПС, 3– ГК, 4– НГК, 5А и 5Б– ИННКт; 6– приведенные суммарные газопоказаний, %; 7– тип и содержание битума в шламе, %

Рис. 3. Применение радиометрии при выявлении ореолов рассеяния УВ над семилукско-бурегскими отложениями Миннибаевской площади.

Кривые 1 – ГК, 2 – НГК