В.А. Ирбэ (ГП «НАЦ РН им. В.И.Шпильмана»)

1. Изучением пластовых вод и промывочных жидкостей, их фильтратов, оказывающих влияние на электрические и иные физические свойства горных пород, а также насыщающих их флюидов, занимались многие специалисты. Ими выявлены районы работ, в которых зафиксированы сверхглубокие зоны проникновения фильтрата бурового раствора (ФБР) в пласт. Определен большой диапазон численных значений минерализации проб вод, исследованных в лабораторных условиях для разных геолого-геофизических типов разрезов [1]. По данным ГИС [2] выполнены расчеты для определения объема флюида, который требуется извлечь из пласта (Qф) и только потом получитьобъем подвижной поровой воды (Qв), находящейся вне зоны проникновения ФБР (табл.1).

 

Таблица 1. Сопоставление численных значений расчетных и извлеченных из скважины объемов воды, ее минерализации с оценкой качества испытания [2]

 

Выполнены специальные расчеты с учетом анализа фактических данных по материалам ГИС и испытаний, проведенных в скважинах Тюменской области. Получены численные значения ряда технических параметров для зондов с АО до 210 м, АМ до 128 м при использовании серийно выпускаемой аппаратуры и осуществлении определенного объема дополнительных работ. Отсутствие экранирования – недостаток названных зондов с большими радиусами исследований. Поэтому их целесообразно применять в основном при изучении пластов значительной толщины [3]. Опыт увеличения радиуса измерений терригенных (девон) и карбонатных (карбон) толщ горных пород при повышении степени экранирования в разрезах глубоких скважин, в том числе и с пластами ограниченной толщины до 4 –1м, представлен в работе [4]. Результативными оказались исследования с большими 4-электродными градиент-зондами в Республике Татарстан. Разработана, изготовлена, испытана в производственных условиях аппаратура для измерений сверхдлинными симметричными зондами: А8М0.5N8B; A16M0.5N16B; А25M0.5N25B.

Работы проведены в ряде скважин: 16983 Альметьевской; 6623 Ново-Елховской; 2568 Ямашинской; 14899 Миннибаевской; 2312 Акташской; 14086 и 14092 Абдрахмановской и др. С использованием полученных данных выделены пропущенные нефтесодержащие объекты и установлено нефтенасыщение карбонатных коллекторов при глубоком повышающем проникновении ФБР в пласт. Исключены ложные заключения о нефтенасыщенности водоносных проницаемых интервалов, надежно выделены ВНК. Выявлены пласты с пониженным нефтенасыщением, тогда как по стандартному комплексу ГИС (КВ, МКЗ, ИК, БК, ПС, НГК, ГК, БКЗ) их оценивали как продуктивные за счет наличия высокоомной зоны проникновения ФБР в пласт. Имеются примеры наличия глубокого проникновения ФБР в пласт за счет снижения пластового давления со 157 до 137 кгс/см². Степень расчленения кривых КС, зафиксированных 4-электродными градиентзондами, существенно выше, чем у стандартного градиент-зонда, а также ИК. За счет этого уверенно выявляли в разрезах скважин с повышенными электрическими сопротивлениями коллекторы толщиной 0.5 м и более. КС, зарегистрированное зондом A25M0.5N25B, близко к УЭС пласта, т.е. вне зоны проникновения ФБР. Выявлено, что радиус проникновения ФБР при повышающем проникновении в водоносные пласты больший, чем в нефтеносные коллекторы. Подтверждены факты образования повышающего проникновения ФБР не только в водоносные, но и в нефтесодержащие коллекторы. С уменьшением Кн вероятность образования зоны повышающего проникновения в нефтесодержащие пласты и ее диаметр увеличивается. Зоны повышающего проникновения ФБР выявлены в слабонефтенасыщенных коллекторах. Поэтому в них фиксировали повышенные сопротивления с использованием малоглубинных методов электрометрии. Отметим, что симметричными зондами проводят исследования в ННС, БС, ГС [5] .

Научное обоснование причин пропуска нефтегазоносных коллекторов из-за недоучета изменений геофизических и геохимических полей во временных и пространственных координатах изложено в работе [6]. Причина названных изменений – активизация геодинамических процессов. В разрезах скважин на глубинах 4200 – 6000 м отмечены резкие снижения удельного электрического сопротивления пород. УЭС глин падает до 0.3 – 0.4 Омм. Изменения физических характеристик пород в толще пород отражаются на каротажных диаграммах. Поэтому при интерпретации данных БКЗ в прошлые годы были пропущены многие продуктивные интервалы из-за недоучета сведений о геодинамических процессах, проходивших в продуктивных толщах.

На месторождении Кюровдаг обработаны материалы 110 скважин, пробуренных и исследованных во временном интервале активного проявления геодинамических процессов.

Повторно изучены данные ГИС. В результате проведенной работы выделено 217 пластов коллекторов, заново оценено их насыщение. Выделено дополнительно 37 продуктивных пластов с Сгл < 0.35 и критическими значениями Кн > 0.42 и Pн > 3.2. Все это послужило основанием для пластов с Cгл, превышающими и равными 0.35, а также с критическим Кн >0.51 и Pн >5.5 выделить 21 новых ранее не опробованных нефтегазоносных интервалов, рекомендовать их к испытанию. Авторы работы [6] полагают, что основные причины расхождений между оценками насыщения по данным ГИС и испытания – изменения физических свойств пород в тот временной период, когда происходили геодинамические процессы.

Необходимость учета и изучения минерализации пластовых вод коллекторов в условиях высоких давлений и температур, выявляемых на больших глубинах, показана на примере оценки текущего нефтенасыщения, освоения и испытания терригенных коллекторов плиоценового возраста в разрезах скважин на месторождении Прибалханской зоны поднятий в Западном Туркменистане [7].

Во вскрытой толще пород четвертичных, неогеновых, палеогеновых отложений до 6000 м продуктивные пласты представлены алевролитами, мелкозернистыми песчаниками с Кпо =0.09 – 0.15; Кпр =1 – 40 мД. Начальное Pпл =460 – 729 кгс/см². Глубина залегания продуктивных коллекторов 3800 – 4300 м. Бурение в зонах АВПД проводят на утяжеленных глинистых растворах плотностью 1.55 – 1.85 г/см³. Вызов притока при опробовании и освоении скважин осложнен. Данные ГИС зачастую трудно интерпретировать. Отсюда низкая достоверность ГИС характера насыщения проницаемых разностей в разрезах скважин.

Такое положение обусловлено тем, что продуктивные горизонты оценивали как непродуктивные, хотя в последующем получали притоки нефти более 50 м³/сут. Реализована программа исследований фонда разведочных скважин, находившихся в консервации.

В комплекс ГИС включены разновидности импульсных нейтронных методов, в том числе для определения текущего нефтенасыщения в обсаженных скважинах. Минерализация пластовых вод в красноцветной толще составляет 15000 – 136000 мг/дм³. Отсюда неодинакова эффективность ГИС. Распределение пластовых вод с разной минерализацией сложно по вертикали и в плане. В некоторых случаях по данным электрокаротажа в открытом стволе в условиях обсаженного ствола скважины, которую закончили строительством 20 – 25 лет назад, выявили нефтеносные коллекторы, которые до этого оценивали водонасыщенными либо неколлекторами. Получили новые данные после проведения ИННК и иных методов в колонне. Без бурения новых скважин получали численные значения Кп, Кпр, Кн. После уточнения программы бурения построено более 35 скважин. Каждую из них исследовали в процессе бурения, испытания по дополнительной программе. Время, которое расходовали при разных технологиях освоения объекта, изменялось от 7 до 10 дней, иногда до 1 – 2 месяцев. Имеются факты извлечения объемов ФБР до сотен кубических метров. Авторы работы [7] приходят к выводу, что при освоении подобных скважин единственный критерий оптимальной продолжительности освоения скважины – сопоставление химического состава ФБР с ожидаемым характером минерализации пластовой воды в испытываемом интервале.

2. На Крайнем Севере Тюменской области при изучении терригенных пород мелового возраста (неокома) по данным электрокаротажа встречены зоны глубокого проникновения ФБР в пласт [8]. Сложности интерпретации связаны с изучением глинистых пород палеозойского возраста с весьма высокими УЭС, с наличием тонких плотных высокоомных пластов. Вода с минерализацией 1400 – 6000 мг/дм³из коллекторов с УЭС >30 Омм получена при испытании объектов, залегающих от 2000 до 2500 м на Тазовской, Русской, Уренгойской площадях, а также в Усть-Енисейской впадине. Достоверность получения вод с названной минерализацией можно ожидать, когда: а) небольшая пористость коллектора; б) минерализация вод не более 6000 мг/дм³; в) при глубоких проникновениях ФБР, а электрокаротажными зондами с точечными электродами и наибольшими АО = 4.25 – 8.5 м еще не удается фиксировать зону пласта вне радиуса проникновения ФБР. Кпо для рассматриваемых пород неокома составлял 17 – 20%. Поэтому пункт а) в данном случае во внимание не принимали. Проявление факторов по пунктам б, в приводило к неверным заключениям о насыщении пласта по данным каротажа и снижало эффективность ГРР. Неоднозначность причин, обусловливающих наличие у проницаемых пластов повышенных УЭС, измеренных методами электрического и электромагнитного (индукционного) каротажа, не позволяла дать однозначное заключение о насыщении коллектора. Из проницаемых разностей пород одного и того же возраста получали воды разной минерализации, различающиеся в 8 раз (1400 и 10000 мг/дм³ или от 2600 до 7800 и 19000 мг/дм³). Такие случаи возникали, например, в районе работ уренгойского, ямальского типов геолого-геофизических разрезов. Сформулирован вывод о необходимости бурения на промывочных жидкостях с малой водоотдачей, проведения опытных измерений зондами с большими размерами, т.е. глубинами исследований [8].

Бурение с растворами на углеводородной основе проводили на нескольких крупных нефтяных и газовых месторождениях Тюменской области. Такие работы выполняли только там, где уже были залежи УВ, и где стояла конкретная задача повышения достоверности прироста запасов.

Фактические данные по минерализации проб воды, отобранных при испытании большого количества объектов, сгруппированных по нефтегазоносным толщам и типам разрезов (Березовский, Шаимский, Лянторский, Сургутский, Нижневартовский, Уренгойский, Усть-Енисейский, Пурпейский, Южно-Ямальский и др.) представлены в работе [9]. Выявлено, что аномально низкие численные значения минерализации соответствуют маломощным, слабопроницаемым пластам с глубоким проникновением ФБР. Именно из таких коллекторов с трудом получали приток. Полагали, что названная проба является фильтратом промывочной жидкости либо в смеси с пластовой водой.

На основе анализа распределения минерализации пластовых проб коллекторов ПК_1-21 (сеномана-альб-апта), неокома (пласты А, Б), юры выявлены изменения минерализации от 2100 до 57300 мг/дм³ в разрезе и по территории.

Определено [9], что в разрезе одного и того же типа наибольшая минерализация пластовых вод коллекторов соответствует горизонтам с высокими ФЕС, залегающих на больших глубинах. В том случае, когда ухудшается проницаемость коллекторов, возрастает диаметр зоны проникновения ФБР с глубиной, минерализация проб для более древних отложений снижается относительно более молодых.

Таким образом, аномально пониженные значения минерализации проб воды не следует принимать во внимание для интерпретации материалов ГИС, точнее, для определения УЭС пласта, полностью насыщенного пластовой водой вне зоны проникновения ФБР, хотя объемы извлеченной жидкости из пласта составляли рекомендуемые 3 – 5 объема скважины.

Глубже 2700 м минерализация отобранных проб при испытании – это смесь пластовой воды и ФБР, а градиент-зондом с АО = 8.5 м фиксируют не УЭС пласта, а область зоны проникновения [9].

Проведено изучение закономерностей изменения кривых БКЗ при сверхглубоких проникновениях ФБР в разновозрастные коллекторы [10].

Сделан вывод, что сверхглубокие проникновения ФБР в пласт являются причинами ошибочных заключений о насыщении коллекторов. Построены палетки для коллекторов с параметрами ρп/ρс-0.5-1-2-5-10-20-40-100 и ρΔ/ρс =5-10-20-40-100-200. Сделан вывод о том, что зонд с АО =17 м не является оптимальным для исследований при сверхглубоких зонах проникновения ФБР [10]. В разных стратиграфических и литологических толщах районов Тюменской области применили методы БК, ИК, АК, ИННК, НКТ, МНК, ГГК и др. Это позволило решить ряд геологических задач, в частности, определить глубины и интервалы залегания в разрезах скважин толщ пород, содержащих разные фазовые состояния флюидов, то есть газ, нефть, нефть с водой, газ с водой. Полученные сведения использованы при подсчете запасов УВ [11].

Необходимость определения минерализации пластовых вод возникает и при изучении нефтяных месторождений дальнего зарубежья. Так, при исследовании объектов эксплуатации в отложениях нижнего олигоцена месторождения Белый Тигр на шельфе южного Вьетнама нужно было оценить минерализацию пластовой воды и соответственно электрическое сопротивление ее в скважинных условиях [12]. Водоносные линзовидные коллекторы встречены в разрезах скв.109, 602, 715, 1107. Считали, что минерализации пластовых вод по упомянутым скважинам составляют 5000 мг/дм³; ρв ≈0.3 Омм при Тпл = 110 – 120°C.

В результате анализа данных ГИС выявили, что значение ρв ≈ 0.3 Омм завышено. На основе данных химического анализа проб воды, которые отбирали из коллекторов нижнего олигоцена, определили ρв = 0.18 – 0.55 Омм; по значениям плотности проб воды ρв = 0.06 – 0.50 Омм.

Автор рассматриваемой работы полагает, что объем воды в коллекторах является суммой подвижной и связанной. Для первой минерализация постоянна. Для второй – диффузный слой может иметь минерализацию непостоянную за счет ряда факторов (литология, структура емкостного пространства, высота залежи, Кн и т.п.). На основании анализа более 10-ти численных значений плотности и общей минерализации проб воды для разных горизонтов по 9-ти скважинам были определены численные значения ρв = 2.99; 3.92; 5.01; 6.93; 8.46; 9.38 Омм и промежуточные между ними. Приняли оценку Кн для коллекторов нижнеолиго-ценовой продуктивной толщи при наибольшем численном значении минерализации поровой (свободной, подвижной) воды, т.е. 9400 мг/дм³. Ей соответствует при пластовой температуре ρв = 0.18 – 0.20 Омм [12].

 

Рис.1. Распределение минерализации пластовых проб из коллекторов Западно-Сибирской равнины [9]. Площади с разрезами типов: 1 – Нижневартовского и Александровского; 2 – Салымского, Сургутского, Усть-Балыкского, Лянторского; 3 – Березовского, Шаимского, Верхнекондинского, Красноленинского, Ханты-Мансийского, Шеркалинского, Ярудейского; 4 –Пурпейского, Надымского; 5 – Тазовского, Уренгойского; 6 – Южно-Русского, Южно-Ямальского и Усть-Енисейского

 

В работе [13] отмечено, что помимо технологических причин появления опресненных и пресных вод на устье скважин, а также отжатых из керна (разбавление пластовой воды фильтратом, водами из иных пластов и т.п.), есть еще одна причина — результат течения воды диффузных слоев. Поэтому сведения о минерализации, ионном составе пластовых вод в большинстве представляют искаженную информацию. Такие данные не пригодны для установления тех или иных закономерностей, построения гидрогеологических карт, интерпретации данных ГИС.

Сформулирован вывод: в условиях нефтегазовых месторождений Широтного Приобья и Севера Тюменской области получить пробу пластовой воды, которая не разбавлена ФБР, можно, если отбирать оптимальный объем жидкости:

Qфильтр. оптим.=3•Нэфф •αпс, м³.

Увеличение объема тонких пор в породе и депрессии на пласт при испытании приводят к увеличению в пробе, именуемой пластовой водой, пресных и опресненных порций воды. Отсюда – опреснение проб воды прямо пропорционально депрессии и обратно пропорционально параметру αпс. До 75% анализов проб воды, отобранных при испытаниях пластов (объектов) на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири, дают искаженное представление о действительной минерализации и химическом составе подвижной пластовой воды в коллекторах. Такие пробы предложено браковать. К некачественным отнесены пробы, которые отобраны при ΔP/αпс >20. Дополнительный критерий для отбраковки проб воды следующий: воды из отобранных проб для использования должны быть по численному значению минерализации наибольшими из имеющихся. На основании изложенного, автором сформулировано требование для оценки достоверности пробы воды, которая должна отражать подвижную пластовую, а именно –при испытании объекта на скважине необходимо использовать технологию, при которой исключено попадание в пробу пресного ФБР и опресненных порций диффузного слоя [13].

В случае, когда из нефтесодержащей толщи отобран керн, с целью повышения достоверности определения УЭС воды нефтегазосодержащих пластов предложен на уровне изобретения способ определения УЭС пластовой воды [14].

При ΔP/αпс >20 пробы воды, отбираемые на скважине и направляемые на анализ в лабораторию, могут быть опресненными. Тогда при высоких давлениях на пласты, представленные слабосцементированными разностями пород, могут проявляться гидроразрывы, поглощения промывочной жидкости и ФБР. При этом УЭС зоны, в которой располагается ФБР, будет высоким и ее ошибочно можно принять за показатель продуктивности коллекторов [15].

В 1989 г. в ЗапСибНИИГеофизике (г. Тюмень) был подготовлен «Каталог сведений о минерализации, температуре и удельном сопротивлении пластовых вод и буровых фильтратов в типовых разрезах Западно-Сибирской равнины» (Н.А. Ирбэ, Л.Ф. Шестакова, Т.Н. Белоусова). В каталоге содержатся данные по состоянию на ноябрь 1984 г. В графическом и табличном виде представлены фактические численные значения минерализации, УЭС пластовой воды, температуры для интервалов прострела, соответствующих пластам индексов от ПК до палеозоя по площадям для разных типов разрезов. Авторы полагают, что пробы с М < 3000 мг/дм³ являются смесью технической воды и фильтрата, М = 5000 – 7000 мг/дм³ – смесь фильтрата и пластовой воды.

Тюменским территориальным правлением Всесоюзного научно-технического геологического общества был представлен в 1989 г. «Справочник петрофизических связей и средних значений коллекторских характеристик основных месторождений Западной Сибири, запасы по которым утверждены в ГКЗ СССР» (Л.Г. Ефимова, Т.К. Ахметова, Е.В. Лигус). В названном справочнике помимо многих сведений приведены уравнения, описывающие соотношения Р(Кп); Рн(Кв); Ро(W); М для разных пластов, типов разрезов. В справочнике нет сведений о колебаниях численных значений М и УЭС вод. Поэтому вопрос получения и отбора наиболее достоверных значений минерализации подвижных поровых вод в пластовых условиях поисково-разведочных скважин оставался нерешенным для разрезов Тюменской области.

Имеются противоположные мнения о минерализации пластовой воды внутри и вне ВНК. Одни исследователи считают, что минерализация внутриконтурной воды равна законтурной [13], другие считают, что минерализация внутриконтурной воды превышает минерализацию законтурной [16].

Следует подчеркнуть, что в работах [1-16] нет пояснений, что в процессе решения поставленной задачи проведен анализ всех имеющихся геофизических материалов по скважине, включая методы, которые относят к «техническим», например, по оценке качества изоляции испытуемого объекта внутри и за обсадной колонной, по привязке интервала перфорации к геофизическому разрезу и контроль перфорации. Нет пояснений, в какой мере можно считать достоверными дебиты, коэффициенты продуктивности и иные, результаты химического анализа проб воды в лаборатории в плане отражения минерализации подвижной воды в пластовых условиях. Нет пояснений, проводили работы в варианте «приток – состав» или нет. Если проводили, какие результаты и как конкретно данные по «приток – составу» позволяют оценивать минерализацию пластовых вод в скважинных условиях.

3. Известно, что по данным геофизических измерений в обсаженной скважине (АКЦ- ГГЦ-АК) сканирование решает задачу оценки герметичности затрубного пространства для разных вариантов цементирования [17]. Нами учтен опыт изучения условий вскрытия коллекторов, изоляции испытываемых объектов за обсадной колонной и внутри нее для поисково-разведочных скважин разной глубины, пробуренных и исследованных на территории Югры в разных районах и на площадях, по представлению результатов проведенных видов работ во времени и по глубине, с выводами в текстовом варианте и форме цветных электронных таблиц [18]. Ниже представлены результаты работы, выполненной автором по материалам поисково-разведочных скважин, пробуренных в восточном регионе ХМАО – Югры.

В скважине 1 Пылькараминской площади выполнены измерения только методом АКЦ (с ФКД). При привязке интервала прострела к геофизическому разрезу и контролю перфора ции в одних случаях спуском геофизического прибора достигали кровли цементного моста или взрывного пакера, тогда как в иных случаях такую операцию не проводили. В одних условиях подтверждали методом ГИС наличие изолирующей конструкции внутри обсадной колонны между разными объектами, тогда как в остальных не могли подтвердить. При возможности определяли расстояние, на которое геофизический прибор был удален от фиксированной глубины, например от кровли или подошвы следующего изолятора в ту или иную сторону.

Результаты всех видов работ, проведенных в скважине, представлены в виде специальных цветных таблиц отдельно, а затем и совместно для всех 10-ти испытанных объектов. Сопоставлены в форме названных таблиц материалы по результатам интерпретации данных ГИС, минерализации проб вод, их химического состава, изученных непосредственно на скважине, а также в лабораторных условиях. Такой подход позволил получить наглядные представления об условиях отбора проб, сопоставимости сведений по химическому анализу и геофизическим измерениям, в том числе вне зоны проникновения ФБР в пласт.

В качестве примеров приведены обоснования минерализации воды в пластовых условиях для объектов IV и VII.

Объект IV – пласт Ю₁. Испытан сначала в открытом стволе (ИПТ) в интервале глубин 2204 –2258 м. Минерализация в пробе воды в лаборатории – 21172 мг/дм³(отбор на скважине 04.08.1998 г.). Этот же объект испытан в колонне в интервале глубин 2216 –2224 м. По результатам анализов двух проб определены иные значения минерализации: 15102 мг/дм³ (отбор на скважине 08.09.1999 г.) и 17814 мг/дм³ (отбор на скважине 18.09.1999 г.). При ИПТ дебит указан 195 м³/сут, тогда как при остальных двух испытаниях от 5.0 до 5.9 м³/сут. Полагаем, что при испытании в колонне был затруднен водообмен между пластом и стволом скважины. Нами принято для использования наибольшее значение минерализации – 21170 мг/дм³, соответствующее пробе, отобранной при испытании в открытом стволе с ИПТ. При этом содержание Br(бром) составило 45.48 мг/дм³; J(йод) – 3.8 мг/дм³. Эти значения превышают содержание в пробах вод, расположенных выше по разрезу объектов, хотя в два раза меньше, чем в пробах трех нижезалегающих объектов. Содержание нафтеновых кислот 0.16 (ИПТ) и 0.18 мг/дм³(перфорация, 1-я проба). Они представляют интерес как поисковый признак на нефть. Значение 0.16 отмечено для пласта Ю₂ (3-й объект) и 0.17 – для пласта БВ₁₀ (6-й объект). Для иных (кроме объектов 9 и 10) содержание нафтеновых кислот составило 0.08 –0.11 мг/дм³.

Объект VII – пласт БВ₈ (см. табл. 2). Интервал перфорации 1700 –1712 м. Отсутствует сцепление цемент-колонна против рассматриваемого интервала и далеко от него в обе стороны по оси скважины. Между объектами VI и VII устанавливали 2 взрывных пакера (ВП) с заливкой цементного стакана на глубинах 1731 и 1730 м. Однако до перфорации опускали ЛМ на глубину 1790 м. Таким образом, геофизический прибор опускали на 59 м ниже 1731 м. То есть, перфорацию и испытание объекта VII проводили без изоляции с перфорированным объектом VI, давшим приток воды, а также и вне обсадной колонны с окружающими коллекторами. Выполнили три снижения уровней жидкости на глубины 375; 350; 440 м, получили приток слабоминерализованной воды 13 и 15.11.1999 г. Отобраны пробы воды на скважине. Их минерализация составила 7467 и 6659 мг/дм³ соответственно. Проведены работы по оценке приемистости пласта с применением оборудования ЦА-120. Закачано в скважину 3.0 м³ технической воды при давлении 45 кгс/см². Обратно «пласт не отдает». Такое резкое изменение проницаемости возможно при запечатывании (кольматации) каналов, до этого пропускавших флюид. Это же является свидетельством превышения минерализации пластовой воды относительно использованной для закачивания.

В той же скв.1 Пылькараминской площади 21.11.1999 г. проведены работы по комплексу «приток – состав». При 4-х измерениях определены методом ГИС в стволе скважины минерализации воды от 8000; 11000; 12500; 13000 мг/дм³. Вода с М = 13000 мг/дм³ по ОСТ 41-05-263-86 относится к сильно солоноватой. По заключению специалистов ОАО «ЗСГК» 08.09.1998 г., коллектор толщиной 4.6 м в интервале глубин 1707.4 –1712.0 м обладает УЭСбкз = 3.75 Омм, УЭСвикиз = 4.5 Омм. Насыщение –вода. Ков = 0.36. Кв=0.84.Кн=0.16. Водоносным также оценен названный коллектор при близком УЭСбкз к названному (определение специалистов лаборатории интерпретации промысловогеофизических материалов и оценка ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» в 2009 г.). Таким образом, нами принято, что численные значения минерализации, которые определены по пробам воды, отобранным на поверхности, т.е. на устье скважины (13 и 15.11.1999 г.) до проведения «приток – состава», не характеризуют подвижную пластовую воду в коллекторах объекта VII. Можно полагать, что рассматриваемая минерализация в скважинных условиях > 13000 мг/дм³.

Нами по скв.1 Пылькараминской площади сопоставлены: значения Кн совместно с высокими электрическими сопротивлениями коллекторов верхнего мела по данным ГИС (ИК, БКЗ, ВИКИЗ и др.); повышенные содержания нафтеновых кислот в пробах воды объектов 9 и 10; результаты интерпретации, выполненной сотрудниками Тюменьпромгеофизики в 1988 г. С учетом представлений об «островной воде» и нефти удается более четко оценивать состояние. Получение притока воды еще не является подтверждением того, что в коллекторе вообще нет УВ. Их содержание может быть разным, по крайней мере, до 50%.

В работе [19] рассмотрен вариант наличия в породах «островной», каплеобразной нефти при ее вытеснении водой. При этом фазовая проницаемость по нефти равна нулю, Кон = 0.20 – 0.30 от объема открытых пор. Для худших коллекторов Кон может быть равным 0.50. «Островная водонасыщенность» характеризует тот объем капельной подвижной воды, при которой происходит переход от Ков (объем подвижной воды равен нулю) до такой критической водонасыщенности Кв*, при которой капли сливаются и могут перемещаться в коллекторе». Очевидно, что «островная нефть» может быть легкой, вязкой, тяжелой. Полагаем, что при сниженном пластовом давлении в коллекторе, содержащем «островную нефть», при вскрытии пласта имеющимися методами, включая ГТИ, с наблюдениями за промывочной жидкостью, выходящей из скважины, весьма трудно зафиксировать УВ, в том числе в керне или шламе, поскольку такие УВ не адсорбированы на поверхности породы.

Нами изучены геолого-геофизические материалы по скважинам 1Кулынъигольской, а также 6, 7, 8, 9 Боровой площадей.

По скв.1 Кулынъигольской площади разные специалисты по каротажным данным неоднократно проводили интерпретацию. Одну выполнили геофизики Вахской ПГП в 1971 г. Для коллекторов верхнемелового возраста (пласты толщиной более 5.0 м) дана оценка: «возможно нефтенасыщение или пресная вода». В том же году такую же оценку и рекомендации по испытанию представили сотрудники партии оперативного анализа ЗапСибНИГНИ (Н.А.Ирбэ). Наша оценка в 2009 г. совпадает с теми, что сформулированы названными специалистами. При испытании в колонне коллекторов в интервалах глубин 1306 –1317; 1322 –1328; 1344 –1358 м (покурская свита) получены притоки воды. Суммарная минерализация пробы воды, определенной в лабораторных условиях, составила 269 мг/дм³. PH = 9.65. Отсутствует НСО3. Содержание нафтеновых кислот 4.26 мг/дм³. Дебит воды при переливе 172 м³/сут. По результатам интерпретации данных ГИС в лаборатории интерпретации промыслово-геофизических материалов ГП «НАЦ РН им В.И.Шпильмана» в 2009 г., коллекторы верхнего мела в разрезе рассматриваемой скважины оценены водонасыщенными.

По нашему мнению, суммарная минерализация 269 мг/дм³ не отражает пластовую подвижную воду вне зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости. Пласт недоиспытан. Противоречивость сведений о высоком содержании нафтеновых кислот в пробе воды, высоких электрических сопротивлениях пород и получении притоков воды позволяет поставить вопрос о необходимости дополнительного изучения насыщения пластов. В той же скв.1 Кулынъигольской площади испытали еще два объекта в интервалах глубин 585 – 602 и 1110 – 1125 м. Мы не располагали сведениями о минерализации пород воды, отобранных при испытании названных объектов. В актах по испытанию сообщено о получении из первого интервала притока воды 8.85 м³/сут (непереливающий). Из второго сначала получено 23; 280 м³/сут слабосоленой воды с песком, а затем 72 м³/сут на 16-мм штуцере. По нашему мнению, качество испытания названных объектов не ясно.

 

Таблица 2. Геолого-геофизические и технологические характеристики пород пласта АВ_4-5, результаты испытания VIІ объекта по скв. 1 Пылькараминской площади

 

Таблица 3. Результаты исследований по комплексу «приток-состав» объекта VII в скв 1 Пылькараминской площади

По скважинам 6, 7, 8, 9 Боровой площади ниже глубины 1500 м оценка насыщения коллекторов – вода совпадает с той, что дана нами и иными специалистами в разное время, в том числе по пластам Ю₁, давшим притоки нефти в скв.6 и 7. Оценка насыщения проницаемых интервалов, сформулированная нами в 2009 г., для пород, залегающих от ≈500 м (башмак кондуктора) до ≈1350 м, расходится с той, что определена сотрудниками названной лаборатории ГП «НАЦ РН» и оформлена в виде электронных таблиц с попластовой характеристикой коллекторов в 2009 г. – вода. Наша оценка: в коллекторах, возможно, находится пресная вода, нефть, пресный фильтрат промывочной жидкости при глубоком проникновении его в пласт, смеси названных флюидов. Не исключено, что в коллекторах верхнего мела в разрезах скв.1 Пылькараминской, 1 Кулынъигольской, 6, 7, 8, 9 Боровой площадей имеется «островная нефть». По нашему мнению, ее обозначали сотрудники ОАО «Западно-Сибирская геофизическая корпорация» Тюменьпромгеофизики через Кн в результатах обработки данных каротажа по скв.1 Пылькараминской площади (1998 г.). Как было отмечено, обозначены численные значения Кн ≈0.50. В интервалах глубин, м: 1049.8 – 1051.6; 1056.6 – 1061.6; 1088.0 – 1098.8; 1099.2 – 1115.2; 1220.2 – 1224.8; 1262.6 – 1266.0; 1268.5 – 1271.2; 1302.2 – 1325.8 коллекторы оценены водонасыщенными. Коллекторы в интервале глубин 1485,8 – 1486.5 м с Кппс = 0.24; УЭСик =10.06 Омм; УЭСвикиз = 6.7 Омм; Сгл = 0.17; Кво = 0.33; Кв = 0.50; Кн = 0.50 оценены как «зона неясного притока».

Таким образом, пробы воды для исследований в лабораторных условиях, отобранные при испытании 10-ти объектов в разрезе скв.1 Пылькараминской площади, в разной степени отражают минерализацию подвижных вод и химический состав их вне зоны проникновения ФБР в пласт. Наиболее достоверно отражают минерализацию подвижных пластовых вод по первым 3 – 4 испытанным объектам.

Пробы воды, отобранные при испытании объектов с 5 по 10, а затем исследованные в лаборатории, отображают не только характеристики пластовых подвижных вод, но и сведения о водных растворах, расположенных в зонах проникновения ФБР. Это подтверждено, например, значениями минерализации при испытании объекта 7: 6600 и 7500 мг/дм³ до проведения комплекса «приток-состав», а затем 9000 – 12000 мг/дм³ при проведении комплекса «приток – состав».

Объекты 5 – 10, в том числе 9 и 10, недоиспытаны в колонне относительно минерализации подвижной поровой воды. По данным химического анализа, выполненного в лаборатории, в пробах, характеризующих названные объекты 9, 10, выявлены наибольшие из всех 10-ти проб содержания нафтеновых кислот: 1340 и 260 мг/дм³, соответственно. Такие признаки подтверждают целесообразность испытания коллекторов верхнего мела, дальнейшее их изучение.

Итак, требует совершенствования технология, которую применяли на скважине 1 Пылькараминской площади и других в восточном районе Югры при бурении, вскрытии, испытании пластов, в т.ч. верхнемелового возраста, отборе проб воды на устье скважины, проведении работ по изоляции испытываемых объектов вне обсадной колонны и внутри, привязке интервалов прострела к геолого-геофизическому разрезу и контролю перфорации, а также комплексом «приток – состав».

В разрезах скважин, проектируемых к бурению, целесообразно включить детальное изучение пород верхнего мела зондами с большими радиусами исследований, включая симметричные, бурение и вскрытие пластов на нефильтрующихся растворах, отбор керна, испытание высокоомных интервалов методом сверху вниз в открытом стволе, а затем и в колонне снизу вверх.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ирбэ Н.А. Сводные геолого-геофизические разрезы нефтегазоносных областей Западно-Сибирской низменности и их особенности// Геофизические исследования Западной Сибири (обобщение результатов интерпретации промыслово-геофизических данных) /Труды ЗапСибНИГНИ. – Вып.54.– Тюмень. – 1972. – с.3-167.

2. Волков Э.Я. Возможности оценки качества испытаний по методам электрометрии // Изучение нефтегазоносных толщ Западно-Сибирской равнины методами промысловой геофизики / Труды ЗапСибНИГНИ. Вып.65.– М.: Недра.–1974. – с.121-130.

3. Ирбэ В.А., Демьяновский А.И. О целесообразности проведения электрометрических исследований сверхдлинными зондами в глубоких скважинах Тюменской области // Изучение нефтегазоносных толщ Западно-Сибирской равнины методами промысловой геофизики / Труды ЗапСибНИГНИ. – Вып.65. – М.: Недра. – 1974. – с.131-136.

4. Яковлев Г.Е. Исследование скважин большими градиент-зондами.– М.: Недра. – 1990. – 176 c. 5. Кудинов В.И., Cавельев В.А., Богомольный Е.И., Шайхутдинов Р.Т., Тимеркаев М.М., Голубев Г.Р. Строительство горизонтальных скважин. – М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство». – 2007. – 688 с.

6. Велиев Г.О. Геодинамическая активность земных недр и ее влияние на нефтегазоносность разреза. // Геофизика. – №5. – 2002. – с.57-59.

7. Мамиесенов Н., Шевченко И.В. Необходимость изучения минерализации пластовых вод в процессе определения текущего нефте-насыщения, освоения и испытания терригенных пластов-коллекторов плиоценового возраста Прибалханской зоны поднятий (Западный Туркменистан). // Каротажник. – №6 (183). – Тверь. – 2009. – с.61-89.

8. Ирбэ Н.А., Волков Э.Я., Ирбэ В.А. Повышение эффективности промыслово-геофизических исследований скважин Крайнего Севера при поисках нефти в коллекторах неокома // Проблема поисков нефти в нижнемеловых и юрских отложениях на севере Тюменской области (материалы Уренгойского совещания) / Труды ЗапСибНИГНИ. – Вып.70. – Тюмень. – 1973. – с.145-151.

9. Ирбэ Н.А. Обоснование величин вероятной минерализации пластовых вод в разрезе Западно — Сибирской равнины с целью определения их удельного сопротивления // Методика разведки и промыслово-геофизических исследований газонефтяных месторождений Тюменской области / Труды ЗапСибНИГНИ. – Вып.106. – Тюмень. – 1975. – с.130-142.

10. Волков Э.Я. Закономерности изменения кривых БКЗ при сверхглубоких зона хпроникновения фильтрата бурового раствора в коллекторы // Методика разведки и промыслово-геофизических исследований газонефтяных месторождений Тюменской области /Труды ЗапСибНИГНИ. – Вып.106. –Тюмень. – 1975. – с.143-150.

11. Нелепченко О.М., Ахияров В.Х., Басин Я.Н. Оптимальные комплексы геофизических исследований нефтяных и газовых скважин Западной Сибири. / Тр. ЗапСибНИГНИ. – Вып.91. – М.: Недра. – 1976. – 132 c.

12. Золоева Г.М. Об удельном сопротивлении остаточной воды в нижнеолигоценовых отложениях месторождения Белый Тигр.// Геофизика. – №4. – 2001. – с.94-95.

13. Зосимов Ф.Н. Диффузный слой и минерализация пластовых вод. – Тюмень: «Софт-Дизайн». –1995. – 192 с.

14. А.С.1249606. Способ определения электрического удельного сопротивления вод нефтегазонасыщенных пластов. Авт. В.Г. Мамяшев, Ф.Н. Зосимов, В.С. Кудрявцев, Н.А. Пих. Заявлено 19.10.1984. Опубликовано. 1986. – № 29.

15. Ахияров В.Х. Особенности образования зоны проникновения и ее влияние на характеристику коллекторов в терригенном разрезе Западно-Сибирской равнины / Труды ЗапСибНИГНИ. – Вып.106. – Тюмень. –1975. – с.151-162.

16. Таужнянский Г.В. Современное состояние петрофизического и интерпретационного обеспечения определения подсчетных параметров месторождений нефти и газа Тюменской области. // Геофизика. – №4. – 2005. – с.25-28.

17. Конысов А.К. Определение герметичности затрубного пространства геофизическими методами. // Геофизика. – №4. – 2009. – с.65-58.

18. Ирбэ В.А. Проблемы повышения эффективности применения геофизических исследований скважин при геологоразведочных работах в Западной Сибири. // Геофизический вестник. – №11. – 2003. – с.12-16.

19. Элланский М.М. Повышение информативности геолого-геофизических методов изучения залежей нефти и газа при их поисках и разведке. – М.: Техника. – ТУМА ГРУПП. – 2004. –112 с.