Учет литолого-минералогических особенностей нижнепермских карбонатных коллекторов Тимано-Печорской нефтегазовой провинции при интерпретации комплекса ГИС

УДК 550.834.05 Ю.В. Иванькова

УЧЕТ ЛИТОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ НИЖНЕПЕРМСКИХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОВИНЦИИ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КОМПЛЕКСА ГИС

Введение. Для изучения карбонатных пород Ти-мано-Печорской нефтегазовой провинции (НГП) применяется обширный комплекс методов геофизических исследований скважин (ГИС) и используются различные методические приемы интерпретации геофизических данных [Золоева, Лазуткина, 2002]. Вместе с тем оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и насыщения карбонатных коллекторов сопряжена с рядом трудностей. Дело в том, что данные ГИС несут усредненную информацию о свойствах карбонатных залежей: одни методы ГИС в большей степени реагируют на литолого-минералогические характеристики пород (состав и свойства минералов, входящих в состав породы), другие — в меньшей.

Геолого-геофизическая характеристика отложений. Породы нижнепермских отложений ряда месторождений Тимано-Печорской провинции (ТПП) имеют сложный литологический состав [Астоян и др., 1986]. Основными породообразующими компонентами многих месторождений данного района являются кальцит, доломит и силикаты (кремнезем, кварц, халцедон, опал). Глинистые минералы присутствуют в небольшом количестве и их содержание практически не превышает 5% (таблица). Таким образом, параметры глинистости, рассчитанные по методам гамма-каротажа (ГК) и собственной поляризации (ПС), не могут быть использованы при ее количественных определениях. Так как на показания ГК влияет наличие урана, метод ПС в какой-то степени может отражать относительную глинистость, что можно учесть при качественной оценке нижнепермских отложений.

Таким образом, значительная изменчивость ли-толого-коллекторских свойств карбонатных пород (литологический состав, структура порового пространства и т.д.) существенно затрудняет выделение и оценку ФЕС коллекторов по комплексу имеющихся методов ГИС в рассматриваемом районе.

Неучет минералогического состава может привести к ошибке определения коэффициента пористости пород до 5—6%. Поэтому для внесения поправок при определении ФЕС коллекторов по материалам ГИС необходимы сведения о минералогическом составе карбонатных отложений.

Для изучения литологических особенностей нижнепермских отложений в первую очередь необходимо привлекать априорную информацию о содержании кальцита, доломита и нерастворимого остатка по данным кальциметрии; данные о содержании минералов

по рентгенодифрактометрическому методу, а также косвенную информацию о минералогической и объемной плотности пород (например, минералогическая плотность кальцита составляет 2,71 г/см3, доломита — 2,87 г/см3, кварца — 2,65 г/см3, смеси кремнезема, халцедона и опала — от 2,57 до 2,65 г/см3) [Золоева и др., 1977].

Обобщая всю информацию, можно сказать, что литологические модели для карбонатов Тимано-Печорской провинции достаточно сложные. Поэтому нельзя ограничиться только одной моделью для отложений нижней перми. Так, по результатам корреляции нижнепермских отложений Варавдейского месторождения по ГИС продуктивную часть разреза условно можно разделить на три пачки:

— первая Р,аг (I пачка) — высокоомная, карбонатная и слаботерригенно-карбонатная толща в кровле артинского яруса;

— вторая Р,аг (II пачка) — низкоомная, карбо-натно-терригенная толща в подошве артинского яруса;

— третья Р,а+в (III пачка) — высокоомная (в продуктивной части), карбонатная толща ассельско-сакмарского возраста.

Проблема учета литологии при оценке пористости по комплексу А К — НК — ГГК-П. В практике отечественного каротажа оценка литологии в карбонатах базируется в основном на количественной оценке содержания кальцита—доломита по традиционному комплексу методов ГИС, чувствительных к пористости пород: акустического (АК), нейтронного (ННК-Т или НГК) и плотностного (ГГК-П) каротажа [Дах-нов, 1972]. Так как в рассмотренной модели коллектора одновременно могут присутствовать кальцит, доломит и силикаты, то эффективность использования названного комплекса методов существенно снижается. Так, при интерпретации данных комплекса ГИС следует учитывать, что из-за присутствия в составе силикатов кварца, кремнезема, халцедона и опала их минералогическая плотность может меняться от 2,57 до 2,65 г/см3 (рис. 1).

Так как по комплексу данных ГИС нельзя ввести поправку за изменение минералогической плотности, использование плотностного метода для оценки литологии существенно ограничивается. Если в составе силикатов присутствуют опал и халцедон, в состав которых в различных пропорциях входит Н20, то это в свою очередь существенно влияет на нейтронные характеристики силикатов. Учесть этот факт

Данные рентгеноетруктурного анализа пород из скважины 5 Варандейекого месторождения

Содержание минералов, %

Минералы пачка I пачка II пачка III

1 2 1 2 1 2

Кальцит 15 96 5 23, 50, 85 70 96

100 90 100

Доломит 0 2,5 0 1,2; 4,0 0 0-0,8

12 13 3

Силикаты 0 3 0 6; 41; 64; 77 0 0-1

75 85 3

Иллит 0 0-2,5 0 1,5 0 0-2,5

10 6,5 5

Каолинит 0 0-1 0 0-1,7 0 0-1,8

25 2,5 3

Хлорит 0 0 0 0-1,7 0 0-1,6

3 3,2

Смектит 0 0-1 0 0 0 0-0,9

4,5 4

Монтмо- 0 0-0,3 0 0-0,25 0 0-0,25

риллонит 1,0 1,8 0,8

Альбит 0 0-0,2 0 0-0,15 0 0-0,2

0,5 0,5 0,5

Микро- 0 0-0,2 0 0,2%; 1,1 0 0-0,15

клин 0,5 3,2 0,55

Ортоклаз 0 0-0,3 0 0,5; 8 0 0-0,2

8 24,5 1,3

Ангидрит 0 0-0,2 0 0-0,2 0 0-0,2

0,4 0,5 0,5

Сидерит 0 0-0,2 0 0 0 0-0,25

1,5 1,4

Пирит 0 0 0 0-0,2 0 0

0,2 0,7 0,2

Примечания. 1 — содержание: над чертой — минимальное, под чертой — максимальное; 2 — модальное содержание, %.

при интерпретации данных нейтронного каротажа при указанном комплексе ГИС также нельзя.

Однако необходимо иметь в виду, что присутствие в разрезе большого количества доломита обеспечивает взаимокомпенсацию литологического эффекта снижения минералогической плотности и неконтролируемого содержания воды силикатов. Кроме того, компенсация литологического эффекта происходит и в том случае, когда кварц (содержащийся в нерастворимом остатке до 80%) в свою очередь замещается опалом и халцедоном. В итоге пористость, заниженная по данным нейтронных методов за счет преобладания в нерастворимом остатке кварца, будет скомпенсирована увеличением пористости в результате замещения кварца халцедоном и опалом. Только в этих условиях можно использовать нейтронные и плотностные методы для оценки пористости без учета литолого-минералогических особенностей породы.

Результаты исследований и рекомендации. Основным методом, позволяющим преодолеть вышеперечисленные трудности, является акустический каротаж (АК). Лабораторные исследования на керне Варандейекого месторождения показали, что присутствие силикатов в составе карбонатов не влияет на

Рис. 1. Сопоставление нерастворимого остатка и минералогической плотности, Варандсйскос и Торавейское месторождения: 1 — покрышка;

2—1 пачка; 3 —11 пачка; 4 — III пачка

связь между пористостью и интервальным временем, установленную для образцов раннепермского возраста (рис. 2). Таким образом, при интерпретации данных метода АК не требуется учитывать влияние нерастворимого остатка на интервальное время, а значит, связь между пористостью и интервальным временем можно напрямую использовать для оценки пористости по ГИС без учета литологии.

Вместе с тем комплекс методов АК—НК—ГГК-П не всегда позволяет корректно оценить литологию в разрезе нижнепермских отложений рада месторожде-

0,15 0,2 0,25 Пористость, доли ед.

Рис. 2. Сопоставление пористости и интервального времени при пластовых условиях, где Сно — содержание нерастворимого остатка: 1 - Сно<0,2; 2 - 0,2<СНО<0,4; 3 - 0,4<СНО<0,6; 4 - 0,6<СНО<0,8; 5 -

0,8<С <1

ний Тимано-Печорской провинции. Поэтому автор выполняла интерпретацию данных комплекса ГИС, когда вместо плотностного каротажа использовался литоплотностный каротаж (или селективный гамма-гамма каротаж). Его применение в комплексе с ННК-Т и АК позволило получить данные о литоло-

гии разреза, которые хорошо согласовались с данными изучения керна.

Таким образом, рекомендуется в комплекс ГИС вместо плотностного каротажа включить литоплот-ностной, а метод ГК заменить спектрометрическим гамма-каротажем (СГК) для выявления аномалий ГК, связанных с наличием урана.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Астоян С. Г., Кропотов О.Н., Фоменко В. Г. и др. Методические указания по проведению геофизических исследований поисковых и разведочных скважин в Тимано-Печор-ской нефтегазоносной провинции и интерпретации получаемых материалов. Калинин: ВНИГИК, 1986.

2. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра, 1972.

3. Золоева Г.М., Лазуткина Н.Е. Интерпретация данных ГИС. М.: РГУ НГ им. акад. И.М. Губкина, 2002.

4. Золоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В. и др. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1977.

Поступила в редакцию 16.10.2007