Фации: I - плотные неглинистые песчаники, II - слабо глинистые песчаники, III - сильно глинистые песчаники, IV- аргиллиты и алевролиты.
Мироненко В.Ю.
НОВЫЕ ПРИЁМЫ ДИАГНОСТИКИ ЛИТОФАЦИЙ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД ПО КОМПЛЕКСУ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ НА ПРИМЕРЕ ЧАЯНДИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ
Институт проблем нефти и газа СО РАН, г.Якутск, (ИПНиГ СО РАН), e-mail: mironenko@ipng.ysn.ru
Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область (НГО) приурочена к одноимённой антеклизе и располагается на юго-западе Сибирской платформы. По поверхности фундамента антеклиза представляет собой приподнятую, вытянутую с юго-запада на северо-восток структуру; оконтуривается она по изогипсе -2500 м, в центральной части глубина фундамента сокращается до 1500 м. По основным чертам строения Непско-Ботуобинская антеклиза представляет собой платформенную надпорядковую структуру с небольшими углами наклона пород осадочного чехла. Амплитуда её по кровле фундамента 750√1000 м, площадь приблизительно 350x750 км; антеклиза осложнена положительными и отрицательными структурами с амплитудой 200√300 м.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение является крупнейшим на юго-востоке Сибирской платформы. Оно расположено на северо-восточном склоне Непско-Пеледуйского свода и приурочено к ловушке неантиклинального типа. Ловушка связана с зоной регионального выклинивания разновозрастных песчаников венда (ботуобинский, хамакинский и талахский продуктивные горизонты) в пределах наиболее приподнятой части Непско-Пеледуйского свода.
Мощность осадочного чехла в пределах площади месторождения изменяется от 1600 м на юго-западе до 2020 м на северо-востоке. Общая площадь месторождения по изогипсе √1525 м отражающего горизонта КВ составляет порядка 4500 км2.
Одним из основных продуктивных горизонтов здесь является хамакинский, важной задачей для которого является установление литолого-фациального состава пород, в первую очередь определяющего здесь его продуктивность. На практике для этих целей, как правило, используются два метода: непосредственное изучение литологического состава пород в кернах скважин и данные промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС). Из-за недостаточности, избирательного выноса кернового материала, первый подход имеет ограниченные возможности. Второй метод распознавания пород, а именно анализ материалов ГИС позволяет характеризовать изучаемую толщу в целом, однако конкретное определение состава пород затруднительно, а выяснение фациальной принадлежности невозможно. В связи с выше изложенным нами использован комплексный подход к установлению литолого-фациальной принадлежности изучаемых пород.
Для диагностики фаций рассматриваемого горизонта по данным ГИС, кроме выполненного визуального анализа каротажных диаграмм был опробован графический способ распознавания литотипов пород.
Сущность способа заключается в следующем:
1. По данным керна скважины устанавливается типы породы и соответствующие им литофации.
2. Точки, соответствующие типу породы наносятся на каротажные диаграммы с привязкой глубин в абсолютных отметках. Это позволит визуально выделить на каротажных диаграммах области соответствующие породам имеющим различную литолого-фациальную принадлежность. Каждой фации присваивается свой знак (фигурные точки в поле графика). При анализе геолого-геофизических материалов в рассматриваемых условиях были выделены четыре литотипа пород (фаций) хамакинского горизонта имеющие следующие качественные характеристики: I √ неглинистые породы; II √ слабо глинистые породы; III √ сильно глинистые породы; IV √ глины.
3. Для определения степени глинистости пород используется комплекс методов радиоактивного каротажа (РК), включающий в себя гамма-каротаж (ГК) и нейтронный гамма-каротаж (НГК). Каротажные диаграммы переводятся в цифровой вид, в результате чего получаем числовые ряды, после чего по данным РК строится график ГК-НГК (см. рис. а), в поле которого наносятся фигурные точки с признаковыми характеристиками рассматриваемых фаций.
4. Выбирается наиболее подходящий комплекс геофизических методов, позволяющий учесть литологические особенности разреза, тип бурового раствора (пресный, солёный, известково-битумный или асбесто-глинистый) и т.д. Для скважин пробуренных на пресных буровых растворах в практике используется комплекс включающий в себя такие геофизические методы, как метод кажущихся сопротивлений (КС), метод самопроизвольной поляризации (ПС) и радиоактивный каротаж (ГК-НГК). В нашем случае для засоленных разрезов и скважин, пробуренных на солёных растворах наиболее применим и информативен комплекс в состав которого входит боковой (БК) и аккустический (АК) каротажи в сочетании с РК (ГК-НГК).
Параметр БК/АК представляет собой отношение кажущегося удельного электрического сопротивления (Ом.м) по данным бокового каротажа к величине интервального времени распространения упругих колебаний на диаграммах акустического метода (мкс/м). Для глин и глинистых пород значение этого параметра минимально, поскольку глины обладают низким кажущимся сопротивлением и высокой величиной интервального времени. Неглинистые, уплотнённые и отчасти газонасыщенные песчаники, обладающие более высоким сопротивлением и пониженной величиной интервального времени распространения упругих колебаний будут характеризоваться значительным снижением отношения БК/АК.
Параметр ГК/НГК представляет собой отношение величины естественной радиоактивности по данным гамма-каротажа (мкР/час), к показаниям НГК измеряемых в условных единицах. Для глинистых разностей этот параметр имеет максимальные значения, песчаные породы характеризуются снижением величины ГК/НГК, минимальные значения параметра соответствуют неглинистым, уплотнённым, а также, в ряде случаев, газонасыщенным песчаникам.
На рисунке (а) показано распределение фаций хамакинского
горизонта на графике ГК√НГК. Все помещённые на графике точки залегают в
сравнительно узком интервале значений вторичной радиоактивности. В целом
фигурные точки пород всех выделенных фаций отражают общую тенденцию снижения
естественной радиоактивности с увеличением значений вторичной радиоактивности.
Следовательно, все породы ╚введеные╩ в область графика имеют повышенную
глинистость.
|
Рисунок 1. Распределение фаций хамакинского горизонта
на диаграмме ГК/НГК (а) и ГК/НГК √ БК/АК (б) в скв. 847 Чаяндинского месторождения.
Фации: I - плотные неглинистые песчаники, II - слабо глинистые песчаники, III - сильно глинистые песчаники, IV- аргиллиты и алевролиты. |
5. Вычисляется отношение числовых рядов ГК/НГК и БК/АК.
И наконец, проводится диагностика фациальной принадлежности той или иной породы заключающаяся в нанесении точек с координатами литолого-фациальных характеристик в поле графика признакового пространства с координатами ГК/НГК √ БК/АК (см. рис. б). Эффективность указанного графика несколько выше, чем графика ГК-НГК. Породы IV и III фаций рассматриваемого горизонта располагаются на графике в области менее 0,4. Преобладающие значения для этих фаций ГК/НГК =3-9.
Неглинистые и слабоглинистые породы I и II фаций характеризуются точками распроложенными в средней и правой частях графика.
Значения ГК/НГК для этих пород, как правило не превышает 3,2, а величина параметра БК/АК в подавляющем большинстве случаев более 0,35. Таким образом, области, соответствующие фациям I, II и III, IV довольно чётко обособлены друг от друга. Более детальное разграничение фаций хамакинского горизонта, а именно: разделение I и II фаций, III и IV фаций не представляется возможным.
Благодаря вышеописанному комплексированию возможно выделение литологических разностей пород в разрезах скважин на участках не освещённых стандартным литолого-петрографическим описанием, стандартными геологическими методами, а так же в интервалах скважин, где бурение проводилось без отбора керна.
Автор выражает благодарность профессору А.Ф. Сафронову и к.г-м.н. А.В. Бубнову за предоставление материалов для написания данной работы.