Коллекторы рифея Красноярского края представлены главным образом доломитами, в разной степени окремненными, имеющими сложную структуру пустотного пространства. Эффективные пустоты коллекторов в виде каверн и трещин образованы в результате воздействия постседиментационных процессов и развиваются в межблоковом пространстве, а также в блоках породы. Представление о блоковой пористости пород рифея дают результаты определения открытой пористости традиционным способом в образцах керна. Общую пористость характеризуют данные нейтронного и плотностного каротажа, а также результаты лабораторных анализов больших образцов керна. Комплексное использование этих данных позволяет установить, что наиболее вероятное значение блоковой пористости находится в пределах 0,4–1 %, а общей – 3–4. Следовательно, на долю эффективных пустот приходится 2,6–3 % от объема породы. Перспективы выделения продуктивных коллекторов этого типа по данным геофизических методов оцениваются очень низко. По мнению Л.Е. Кнеллера и др. [2], причина этого – глубокое проникновение промывочной жидкости по вторичным пустотам.

Результаты специальных исследований указывают на то, что средняя глубина зоны проникновения промывочной жидкости в пласты-коллекторы незначительна. В радиусе исследования БК при временных замерах с неизменным УЭС промывочной жидкости в интервалах коллекторов наблюдается уменьшение показаний БК, которое прекращается примерно через 20 сут. после вскрытия коллектора. В газонасыщенной части разреза по истечении этого срока увеличиваются показания БК, связанные с расформированием зоны проникновения промывочной жидкости. Вероятно, зона проникновения в пласты-коллекторы очень неоднородна. Фильтрат промывочной жидкости проникает в пласт глубоко по наиболее проницаемым участкам, а участки менее проницаемые продолжительное время остаются насыщенными нефтью или газом и промываются постепенно, что и обусловливает радиальную неоднородность зоны проникновения по коэффициенту нефтегазонасыщенности. Эта неоднородность – благоприятное условие для применения разноглубинных методов ГИС с целью выделения продуктивных коллекторов. Обычно в этом случае эффективный метод – комплексное использование данных БК и бокового микрокаротажа (БМК) [3]. Низкая пористость коллекторов рифея обусловливает их высокое УЭС, превышающее диапазон измерения БМК. Наиболее вероятное значение показаний БК в отложениях рифея 400 Ом·м, что превышает предельные показания БМК и исключает эффективное применение методики БК – БМК для выделения продуктивных коллекторов.

Сопоставление результатов специальных исследований с показаниями разноглубинного БК, выполняемого аппаратурой БКС-2, свидетельствует о том, что в определенных условиях они идентичны; оба метода выделяют практически одни и те же интервалы разреза, характеризующиеся как продуктивные (рис. 1).

Установлено, что показания малого зонда (r_M3) БКС-2 подвержены значительным искажениям, как правило, в сторону занижения при УЭС промывочной жидкости в скважине (r_c) меньше 0,1 Ом·м. Анализ погрешности измерения большого (r_Б3) и малого зондов БКС-2 при r_C>0,1 Ом·м проведен в заведомо непроницаемой части разреза, расположенной в отложениях кембрия, которые исследуются временными замерами БКС-2 совместно с отложениями рифея. Установлено, что случайная и аддитивная составляющие погрешности определения r_Б3 и r_мз очень малы и лишь в единичных случаях достигают 5 %. Мультипликативная составляющая погрешности измерения r_бз и r_мз в большинстве случаев также не превышает 5 %, но иногда для r_мз может достигать 20. В этом случае показания r_мз исправляются введением поправочного коэффициента и используются при интерпретации.

Факт проникновения промывочной жидкости в продуктивный пласт устанавливается по существенному превышению значений r_бз над r_мз, в несколько раз превосходящему погрешность измерения этих параметров.

Для оценки геологической эффективности БКС-2 выбран материал по продуктивным скважинам Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) нефтегазонакопления, не искаженный технологическими факторами (таблица). По каждой скважине выше и ниже отметки ВНК определены средневзвешенные значения отношения показаний r_бз/r_мз. Эти значения предварительно исправлены за влияние скважины и вмещающих пластов. При необходимости вводились поправочные коэффициенты для исправления показаний r_мз. Кроме того, рассчитан коэффициент k, показывающий, во сколько раз отношение r_бз/r_мз продуктивной части разреза больше, чем водонасыщенной.

Из таблицы видно, что во всех случаях величина k>1 и в среднем составляет 1,7. Это показатель очень высокой контрастности между продуктивной и водонасыщенной частями разреза рифея по данным БКС-2. Контрастность ухудшается при уменьшении вторичной пористости пород

Между отношением r_бз/r_мз и величиной вторичной пористости, определенной по ГИС, существует статистическая связь. В продуктивной части разреза она имеет положительный коэффициент корреляции, а в водонасыщенной – отрицательный. С коэффициентом трещинной пористости, определенной по ГИС, отношение r_бз/r_мз не коррелируется.

Плотные доломиты с величиной вторичной пористости, близкой к нулю, отличаются чаще всего предельно высокими показаниями r_бз и r_мз. Эти участки разреза по данным скважинного акустического телевизора (CAT) характеризуются отсутствием следов трещин и каверн. Низкую вторичную пористость имеют также заглинизированные доломиты. На каротажных диаграммах они характеризуются повышенными показаниями гамма-каротажа (ГК) и относительно пониженным значением r_бз и r_мз. По специальным исследованиям эти интервалы отмечаются как неколлекторы. По распределению значений ГК для коллекторов и неколлекторов установлено граничное значение ГК, равное 1,3 мкР/ч.

По данным БКС-2 к продуктивным относятся пласты с отношением r_бз/r_мз, превышающим 1,3.

Таким образом, разноглубинный БК – метод, позволяющий по прямому признаку проникновения жидкости выявить в разрезе рифея продуктивные пласты. На рис. 2 показан пример выделения продуктивных коллекторов по БКС-2 в скв. ЮП-27 и ЮП-32. Выше ВНК, установленного на ЮТЗ по результатам испытания скважин, коллекторы отличаются превышением показаний r_бз над показаниями r_мз. Ниже ВНК, по данным БКС-2, продуктивные пласты-коллекторы отсутствуют.

1. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов – М Недра – 1984.
2. Кнеллер Л.Е., Рыскаль О.Е., Скрылев С.А. Выделение и оценка коллекторов в рифеиских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонасыщения // Геология нефти и газа – 1990 –№ 12 –С. 10–14.
3. Козяр В.Ф., Ручкин А.В., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях – М. Недра – 1988.

Riphean dolomites from the Krasnoyarsk Territory have a low porosity (3–4 %) and a composite structure of interstice space with cavernous and fractured constituents being present. Such reservoirs are believed to have a deep zone of mud penetration which by dimensions exceeds substantially the radius of study of electric logging sondes. This suggests a low evaluation of geophysical method prospects in recognition of the Riphean productive reservoirs from the direct indication of mud penetration into the formation. The Riphean productive reservoirs are shown to exhibit a considerable radial heterogeneity as to electrical resistance that changes in time. It is responsible for the high efficiency of application of different-depth lateral logging earned out by the BKS-2 equipment for identifying the Riphean productive reservoirs using the direct indication of penetration

Средневзвешенные значения r_бз/r_мз БКС-2 ЮТЗ