Бібліотека дамірджана - геологія нафти і газу - 1987

Породи-колектори кристалічного фундаменту Татарії

А .Б. БЛІЗЕЕВ, К.М. Доронкина, В.П. СТЕПАНОВ (ТатНІПІнефть), Р. X. Мусліма (Татнефть)

Виявлення розущільнених зон в кристалічному фундаменті стало можливим лише в результаті надглибокого [3], глибокого параметричного [1] і пошукового буріння на кристалічні і рифей-вендские осадові освіти [2], що проводиться в останні роки на Кольському півострові і в Татарії. В даний час в Татарії закінчено буріння понад 10 глибоких свердловин, що розкрила породи кристалічного фундаменту на глибину від декількох сотень до 3250 м (св. 20000 Міннібаевская- рис. 1). Дані буріння цих свердловин свідчить про наявність в товщі фундаменту на значній глибині (до 3200 м) проникних тріщинуватих зон колекторів, за якими вільно циркулюють газонасичені флюїди. Як показало буріння вкв. 20000 Мінібаєвський, число газонасичених проникних зон зростає з глибиною, значна насиченість підземних вод вуглеводневими газами та бітумними речовинами дозволяє припускати можливу нафтогазоносність тріщинуватих, кавернозних і брекчірованних ділянок фундаменту за рахунок міграції УВ, або, за даними Б.М. Юсупова (1963 г.) і В.А. Лобова (1970 р), з глибоких западин, або, за поданнями Л.Н. Єланського (1966) і В.А. Краюшкіна (1984 г.), з глибинних вогнищ, або, нарешті, генерації УВ в самому фундаменті [5].

Всі ці факти змінюють наші уявлення про фундамент як про монолітної товщі, непроникною для ендогенних газів і розчинів.

Інформацію про колекторах в фундаменті дає комплекс ГІС, що складається з бокового (БК), гамма-(ГК), нейтронного гамма (НГК), акустичного (АК) каротажу і Кавернометрія (KB). Криві стандартного каротажу (КС і ПС) є менш інформативними, оскільки породи фундаменту, представлені, як правило, метаморфічними утвореннями, володіють великим опором (10 5 - 10 6 Ом * м), тоді як опір глинистого розчину всього 0,8-0, 9 Ом * м. Різниця потенціалів між вимірювальними електродами стандартного електрокаротажних зонда залежить від щільності струму в свердловині, яка, в свою чергу, визначається перетином стовбура. Таким чином, показання КС ускладнюються впливом свердловини, що призводить до згладженої формі кривої КС, по якій неможливо визначити межу колектора в разі його незначної потужності. Більш задовільні результати по відбитті пластів малої потужності (2-5 м) виходять по БК, так як вони в цьому випадку менше залежать від свердловинних умов і дозволяють судити про справжній питомому опорі порід. Це підтверджується при зіставленні свердловинних і лабораторних досліджень. Однак найкращі дані виходять при вивченні порід з опором 100-800 Ом * м. Низькі показники БК (до 15 Ом-м) обумовлені, по-видимому, наявністю в породах тріщин, заповнених пластовим флюїдом або фільтратом бурового розчину.

KB дозволяє встановити наявність глинистої кірки в свердловині, яка формується у порід з проникністю вище (0,5-1,0) * 10 -15 м. Що вказує на певні їх колекторські властивості. При менших значеннях проникності утворення кірки не відбувається.

Тріщинуватість кристалічних порід характеризується показаннями ГК, за кривими якого також можна судити про ступінь однорідності розрізу і інтенсивності його гранитизации.

НГК і АК дозволяють визначити зміст флюїду в тріщинуватих породах фундаменту. Однак в щільних метаморфічних породах свідчення НГК залежать від кількості в них води і заліза. Водоносні мають мінімальні свідчення.

АК з апаратурою СПАК-4 сильно занижує глибину дослідження свердловини, так як висока частота власних коливань датчиків і узкополосная характеристика приймача знижують точність визначення швидкостей пружних хвиль.

Для виділення колекторів в кристалічній товщі фундаменту необхідно застосовувати комплекс промислово-геофізичних методів, що включає як БК, ДК, НГК і АК, так і термометрію, що дозволяє визначити геотермічний градієнт в свердловині і місця надходження в неї газорідинних флюїдів. Крім того, доцільно створити нову апаратуру для диференціації по електричним властивостям об`єктів високого опору і фіксації рельєфу стінок свердловини при дослідженні її ядерно-фізичними методами.

Розглянемо деякі приклади тріщинних колекторів в кристалічній товщі фундаменту за даними ГІС.

Скв. 20005 Карачевська розкрила покрівлю архейских порід на абсолютній глибині -3637 м і пройшла по ним 256 м. Породи представлені епідот-кварц-плагіоклазових гнейсами, що містять малопотужні прошарки епідотізірованних амфиболитов, а також численні релікти інтенсивного впливу на гнейси низькотемпературних гідротермальних процесів. Дані ГІС (рис. 2) дозволяють встановити в інтервалах 3976-3984 м найнижче за БК (до 10-15 Ом-м) опір, 3970-3992 м - наявність глинистої кірки, 3976-3980 м - мінімальну радіоактивність 4 мкР / год на тлі середньої радіоактивності близько 7 мкР / год, а також максімальниепо АК.

Таким чином, дані ГІС свідчать про можливість виділення в інтервалі 3968-3986 м тріщинних колекторів в інтенсивно перемятих брекчірованном «шарі», де розвинені низькотемпературні гідротермальні зміни порід з газорідинними флюїдами в тріщинних зонах.

Скв. 20011 Бавлінского розкриті породи фундаменту потужністю 1633 м.

Зони впливу низькотемпературних процесів виявлені в інтервалах 1955-1960, 2010-2015, 2080-2087, 3064-3101, 3494-3500 м. На глибині 1955-1960 м встановлені інтенсивна серіцітізація плагиоклаза, серпентінізація і хлорітізаціі амфибола і піроксену. В інтервалі глибин 2010- 2015 м породи, крім того, сильно брекчіровани.

Скв. 20015 Сотніковская пройшла по породам фундаменту 682 м, де на глибинах 1926-1936, 2000-2032, 2098-2140 м виявлені трещинние колектори. За матеріалами ГІС тут зафіксовані аномальні значення НГК, КС, ПС і різке збільшення провідності по БК.

Скв. 752 Уратьмінской пробурена 495-метрова товща кристалічних порід, в розрізі виявлено великі каверни в інтервалі глибин 1716-2235 м.

Скв. 183 Суранчанская пройшла 693-метрову товщу рифей-вендских відкладень, дайку діабазових порід і розкрила на 156 м кристалічний фундамент. ГК і НГК дозволили виявити в інтервалах 2591-2594 і 2649-2659 м розущільнення кристалічні породи, що володіють колекторськими властивостями. Так, показання ГК і НГК тут знижуються проти фонових (12-14 мкР / год і 4 ум. Од.) До 8 мкР / год і 2,8-3 ум. од. Породи в інтервалі 2591-2594 м представлені габро-діабази, а в інтервалі 2649-2659 м - перешаровуються гранито-гнейсами і біотит-амфіболовимі гнейсами з амфіболітами і піроксенових амфіболітами. Термометричні дослідження дозволили встановити, що геотермічний градієнт в породах кристалічного фундаменту, який дорівнює у верхній частині розкритого розрізу 3 ° С / 100 м, збільшується до забою до 5,6 ° С / 100 м, а в середньому становить 3,9 ° С / 100 м.

Середні геотермічні градієнти за вимірюваннями в параметричних скв. 2000 Туймазинское, 20005 Карачевської, 20000 Мінібаєвський, 663 Нурлатського, пробурених на Татарському зводі і його обрамлення, відповідно рівні 0,9, 0,95, 1,65, 2,67 ° С / 100 м. Таким чином, в вкв. 183 Суранчанской найвищий геотермічний градієнт для порід фундаменту до глибини 3500 м. Щільність теплового потоку в скв. 183 Суранчанской становить 85,8 мВт / м 2. що виявилося в 2 рази вище цієї величини в кристалічних породах Східно-Європейської платформи [4]. Наведені факти свідчать про високу тектонічної активності району, де пробурена скв. 183 Суранчанская, що призвела до утворення тріщинуватості порід і обумовило міграцію геотермальних флюїдів і газів.

У породах фундаменту (інтервали 2591-2594 і 2649-2659 м) спостерігається також зниження величини геотермічного градієнта від 50 * 10 -8 до 25 * 10 -3 ° С / м для першого інтервалу і від 75 * 10 -3 до 25 * 10 -3 ° С / м для другого (рис. 3). Такі аномальні величини геотермічного градієнта в інтервалах порід фундаменту, які мають колекторськими властивостями за показниками ГК. і НГК, свідчать, по-видимому, про місця надходження в свердловину метану. При випробуванні з цих інтервалів отриманий газований фільтрат бурового розчину, склад газу (%) якого наступний: СН4 40,68, С2 Н6 27,52, С3 Н8 19,5, С4 Н10 2,35, n -С4 Н10 5,61, С5 Н12 1,84 і С7 Н16 0,62.

Підвищені газопоказанія фіксувалися пластоіспитателем на трубах КВІ-146 і в ряді інших свердловин. Так, в вкв. 20000 Мінібаєвський в інтервалах 4456-4495 і 4876-5005 м в пробах рідини зафіксовано метан (90-92%), а також всі компоненти до гексана включно. Газ з інтервалу 4876-5005 м представлений наступними компонентами (%): СН4 96,11, С2 Н6 3,62, С3 Н8 0,233, С3 Н6 0,0061, С4 Н10 0,0015, n -С4 Н, 0 0,0103 , С4 Н8 0,0015, С5 Н12 0,00133, n -С5 Н12 0,00375, С6 Н14 0,00622. Крім того, в пробах об`ємний вміст (%) Не 5,196, Н2 8,287, N 2 55,245 і СН4 30,056, можливо, ендогенного генезису [6, 7].

Таким чином, за результатами ИПТ і газового каротажу в скв. 20000 Мінібаєвський і скв. 183 Суранчанской інтервали 4703-5005, 2591-2594 і 2649-2659 м представлені тріщини газоотдающімі колекторами. Нижня межа поширення колекторів в фундаменті Татарії поки не встановлена. Однак буріння вкв. СГ-3 Кольської показало [3], що колектори тріщини-жильного типу простежуються до глибини 8,9-9 км, нижче якої різко зменшуються число і потужність зон тріщинуватості, що містять підземні води. Це свідчить про необхідність продовження буріння інших свердловин і, зокрема, скв. 20009 Новоелховской з проектною глибиною 7000 м для виявлення колекторів в кристалічній товщі фундаменту на великих глибинах, ніж в скв. 20000 Мінібаєвський.

В даний час в Татарії в кристалічній товщі фундаменту з тріщинами типом колектора виявлено та випробувано понад 80 об`єктів. У 10 з них отримано приплив пластової рідини, а у восьми - невеликі притоки бурового розчину. В інших випадках припливу не було. Однак встановлено, що, якщо припливу при випробуванні не відзначено, то це часто пояснюється не відсутністю флюїдів в фундаменті, а погіршенням проникності привибійної зони пласта (ПЗП) внаслідок закупорки тріщин в колекторі при впливі промивної рідини і створюваних в процесі буріння свердловини значних депресій.

Поширена в початковий період буріння думку про необхідність створення при випробуванні об`єктів з великими депресіями на пласт для виклику припливу призвело до того, що більшість з них при депресіях, рівних 0,5-0,8 від пластового, виявилося «беспріточнимі».

Аналіз даних, отриманих при випробуванні скв. 20000 Мінібаєвський, показав, що в інтервалі глибин 4457-5005 м середній дебіт пластового флюїду, рівний 81 м 3 / сут, був отриманий при депресії на пласт 8,2 МПа або = = 0,23рпл. При депресіях на пласт 14,3 МПа або = 0,3рпл приплив рідини зменшується до 19 м 3 / сут і потім відбувається закупорка ПЗП.

При випробуванні скв. 20015 Нурлатського в інтервалах глибин 2218-2359 і 2450-2503 м при = (0,6. 0,8) рпл був отриманий незначний приплив глинистого розчину. Після встановлення компресором депресії 0,35рпл в інтервалі 1850-2503 м резістівіметром відзначено осолоненя розчину. З глибини ж 2328 м отримано приплив пластової води щільністю 1,14-1,16 г / см 3.

Наведені факти і аналіз результатів випробування тріщинних колекторів фундаменту дозволили підібрати спосіб визначення і вибрати оптимальну величину створюваних на пласт депресій, які забезпечують отримання представницьких приток пластового флюїду:

де- депресія на пласт, МПА- рпл - пластові тиску, МПа, обчислені за формулою

де Н - глибина інтервалу випробування, м- А - Альтітуда гирла свердловини, м. Цим способом були розраховані величини депресій на пласт при випробуванні на припливних об`єктів скв. 678 Тлянчі-Тамакской. При випробуванні інтервалу 2050-2082 м за допомогою регулятора депресій, керованого з поверхні, створювалися, рівні 0,3, 0,42, 0,9 пластового тиску. При 0,3рпл був отриманий фільтрат розчину середнім дебітом 40 м 3 / сут, при 0,42рпл - 10 м 3 / сут, а при 0,9рпл припливу не було, але зареєстрована щодо «швидка» крива відновлення тиску, характерна для випадків закупорки ПЗП. Результати випробування підтверджують висновок про можливість змикання колектора і закупорки ПЗП при миттєвих і максимальних зниженнях забійного тиску в свердловинах.

Таким чином, випробування тріщинних колекторів фундаменту слід проводити відповідно до розрахунку оптимальних значень депресій на пласт, оскільки миттєві глибокі депресії викликають закупорювання проникних зон за рахунок змикання тріщин, що призводить до помилкових висновків.

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

1. Глибинні дослідження архейского фундаменту сходу Російської платформи в Мінібаєвський свердловині 20000. Під ред. Р. X. Муслімова, Т.А. Лапінський та ін. Казань, Тат. кн. вид-во, 1976.

2. Глибинні дослідження докембрію сходу Російської платформи. Під ред. Р. X. Муслімова, Т.А. Лапінський, І. X. Кавеева. Казань, Тат. кн. вид-во, 1980.

3. Кольська надглибока. Дослідження глибинної будови континентальної кори за допомогою буріння Кольської надглибокої свердловини. М. Недра, 1984.

4. Фізичні властивості гірських порід і корисних копалин: Довідник геофізика. Під ред. Н.Б. Дортман. М. Недра, 1984.

5. Черський Н.В. Мельников В.П. Царьов В.П. Явища генерації вуглеводнів з гранично окислених з`єднань вуглецю і води.- Докл. АН СРСР, Сер. геол. т. 288, № 1, 1986, с. 201 - 204.

6. Юсупов Б.М. Нова концепція проблеми походження нафти і природного газу. Уфа, БФАН СРСР, 1982.

7. Gold Т. Soter S. The Deep-Earth-Gas Hypothesis.- Scientific American, 1980, No 6, p. 130-138.

Мал. 1. Схема розташування свердловин, що розкрила кристалічний фундамент на значну глибину.

1 - ізогіпс поверхні фундаменту, м- 2 - кордону виклинювання рифей-вендских отложеній- 3 - кордони структури них елементів-4 - свердловини, що розкрили кристалічні породи на глибину 500-3250 м. Тектонічні елементи: I - Південно-Татарський, II - Північно -Татарскій, III - Токмовскій склепіння, IV - Мелекесской, V - Верхнекамськая впадіни- VI - Казанський прогин

Мал. 2. Геофізична характеристика кристалічних порід за даними ГІС (Верхнекамськая западина, скв. 20005).