|
НАЦІОНАЛЬНА АКАДЕМІЯ НАУК УКРАЇНИ
ІНСТИТУТ ГЕОЛОГІЇ І ГЕОХІМІЇ ГОРЮЧИХ КОПАЛИН
Ф е д о р и ш и н Д м и т р о Д м и т р о в и ч
УДК 553.981:550.836
Теоретико-експериментальні основи петрофізичної та геофізичної діагностики тонкопрошаркових порід-колекторів нафти і газу (на прикладі Карпатської нафтогазоносної провінції)
Спеціальність 04.00.17 — Геологія нафти і газу
04.00.22 — Геофізика
Автореферат
дисертації на здобуття наукового ступеня
доктора геологічних наук
Львів — 1999 р.
Дисертація є рукописом
Дисертація виконана в Івано-Франківському державному університеті нафти і газу, Міністерство освіти України
Офіційні опоненти:
доктор геолого-мінералогічних наук, Осадчий Віталій Григорович, Інститут геології і геохімії горючих копали НАНУ, м. Львів, головний науковий співробітник
доктор геолого-мінералогічних наук, Лукін Олександр Юхимович, Інститут геологічних наук НАНУ, м. Київ, зав. відділу літології нафтогазоносних і рудоносних формацій
доктор геолого-мінералогічних наук, Курганський Валерій Микитович, Національний університет ім. Т.Шевченка, Міністерство освіти України, м. Київ, професор кафедри геофізики
Провідна установа: Український державний геологорозвідувальний інститут, Держкомгеології України, відділ геофізичних досліджень, відділ пластових систем, м. Львів
Захист дисертації відбудеться 4 листопада 1999р. о 14 год. на засіданні спеціалізованої ради Д 35.152.01 при інституті геології і геохімії горючих копалин НАН України за адресою:
2900053 м.Львів, вул. Наукова 3а.
З дисертацією можна ознайомитись в бібліотеці ІГГГК АН України.
Автореферат розісланий 1 жовтня 1999р.
Вчений секретар
спеціалізованої вченої ради,
кандидат геолого-мінералогічних наук О.В.Хмелєвська
Загальна характеристика роботи
Актуальність проблеми пов’язана з пошуками газу в геологічних розрізах із тонкопрошарковою будовою. Складність вивчення таких розрізів у районах газових родовищ Передкарпатського прогину та інших нафтогазоносних реґіонах зумовлена перешаруванням глинистих, піщанистих, алевролітових, аргілітових літотипів з різною петрофізичною та геофізичною характеристиками. Проблема виділення колекторів, визначення їх колекторських параметрів, оцінки характеру флюїдонасичення, літологічного розчленування складних геологічних розрізів привертає постійно увагу науковців та спеціалістів. Водночас, недосконалість методик вивчення колекторських властивостей порід-колекторів тонкопрошаркових розрізів, недостатня інформативність геофізичних методів дослідження свердловин, відсутність нових методик та методів зумовило те, що традиційний підхід до вивчення такого типу порід і розрізів, не дав бажаних результатів. Значна кількість продуктивних пластів не виділялась, не достовірно оцінювався характер насичення пластів і, як наслідок, значна кількість нафтогазової продукції не вилучалась.
Поява нових ядерно-фізичних методів і застосування їх у процесі геологорозвідувальних робіт, дозволяє підвищити інформативність вирішення геологічних задач, по-новому підійти до вивчення літолого-петрофізичних характеристик порід, які виповнюють тонкопрошаркові розрізи.
Залишається невирішеною, але надзвичайно актуальною, проблема інтерпретації результатів ядерно-фізичних методів дослідження тонкопрошаркових розрізів, а також проблема врахування впливу мінералогічного складу порід на їх фізичні параметри.
Розробка теоретичних основ і обґрунтування впливу свердловинних факторів на покази ядерно-фізичних методів, створення петрофізичної бази для оцінки ємнісно-фільтраційних параметрів порід-колекторів тонкопрошаркових розрізів, впровадження в геолого-пошукові роботи нових методичних рекомендацій по виділенню продуктивних пластів, дозволить підвищити інформативність геолого-геофізичних досліджень в Карпатській нафтогазоносній провінції.
Зв’язок роботи з науковими програмами, планами та темами. Обраний напрям досліджень ґрунтується на результатах багаторічних науково-дослідних робіт по темі “Комплексне вивчення колекторів нафтових і газових родовищ Передкарпаття.”, які проводились в рамках галузевої науково-дослідної лабораторії (ГНДЛ-6) інституту нафтогазових технологій Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу на протязі 1981-1997рр. із ДП “Держкомгеологія”, ДГП “Укргеофізика”, ДГП “Західукргеологія”, ДВП “Чорноморнафтогаз” та Управлінням геологічних робіт м. Полтава під безпосереднім керівництвом автора.
Мета і задачі досліджень. Підвищення ефективності та інформативності геолого-геофізичних досліджень тонкопрошаркових розрізів за рахунок розробки теоретичних та методичних основ комплексного підходу до вивчення літолого-мінералогічної будови порід-колекторів та визначення їх колекторських властивостей.
Основні завдання досліджень:
1.Дослідити особливості мінералогічного складу порід-колекторів міоценових відкладів і характеру розподілу в них радіоактивних мінералів.
2.Встановити закономірності розподілу природних радіоактивних ізотопів у породах-колекторах міоценових відкладів.
3.Оцінити вплив умов розкриття продуктивних порід на результати геофізичних досліджень.
4.Виконати експериментальні дослідження впливу термобаричних умов на ємнісно-фільтраційні параметри зразків керну з метою створення на їх основі нових ефективних методик підвищення інформативності геолого-геофізичних досліджень.
5.Теоретично обґрунтувати і розробити методичні рекомендації по використанню багатозондового нейтронного каротажу (БНК) для визначення ємнісних параметрів порід-колекторів.
6.Дослідити можливості використання ядерно-магнітних та гама-спектрометричних методів для вирішення задач літологічного розчленування тонкопрошаркових геологічних розрізів, розробити методики визначення основних ємнісно-фільтраційних параметрів порід-колекторів.
7.Розробити алгоритми розрахунків місцезнаходження границь пластів та способи мінімізації помилки їх визначення в тонкопрошаркових геологічних розрізах.
Фактичний матеріал і методика досліджень. В основу роботи покладені результати досліджень і спостережень, які автор проводив з 1981р., працюючи на різних наукових посадах на кафедрі геофізичних досліджень свердловин Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу, в тому числі її завідувачем. В результаті узагальнення та аналізу даних польових та лабораторних досліджень тонкопрошаркових геологічних розрізів у автора склалась особиста думка про формування та мінералогічний склад порід, а також щодо методик та технологій їх досліджень. Автором для геологічних побудов використано матеріали різних виробничих і наукових організацій, як ДГП “Західукргеологія”, ДГП “Укргеофізика”, ДП “Держкомгеологія” та інших.
Наукова новизна роботи.
- Вперше для тонкопрошаркових міоценових відкладів газових родовищ розроблено і запропоновано їх класифікацію, яка базується на результатах комплексних петрографічних і геолого-геофізичних досліджень з використанням ядерно-фізичних методів.
- Обґрунтовано та доказано достовірність виділення піщаних прошарків у тонкопрошаркових розрізах міоцену та проведено літолого-стратиграфічну кореляцію за даними ядерно-фізичних методів.
- Встановлено багатомірні взаємозв’язки між зміною фізичних параметрів порід-колекторів тонкопрошаркових розрізів та їх інформаційною характеристикою за даними ГДС.
- Розроблено методики визначення коефіцієнта пористості порід-колекторів у тонкопрошаркових геологічних розрізах за результатами акустичного та радіоактивного каротажу.
- Розроблено алгоритм розрахунку місцезнаходження меж пластів у тонкопрошаркових розрізах та мінімізації похибки їх визначення за даними радіоактивних методів.
- Вперше розроблено алгоритм розрахунку величини впливу дифузійних та уповільнюючих факторів середовища на результати нейтронного каротажу.
- Обґрунтована і доведена ефективність використання ядерно-фізичних досліджень при вивченні ємнісної та літолого-петрографічної характеристики порід-колекторів міоценових відкладів Більче-Волицької зони, що дозволило виявити пропущені в них поклади газу.
Основні положення, які захищаються.
- Особливості мінерального складу літотипів міоценових відкладів обумовлюють розподіл радіоактивних елементів у тонкопрошаркових розрізах, що використано для їх класифікації за результатами комплексних петрографічних та геолого-геофізичних досліджень.
- Багатомірність взаємозв’язків між петрофізичними і геофізичними (ядерно-фізичними, ядерно-магнітними та іншими) параметрами порід-колекторів є основою методик визначення ефективних товщин, коефіцієнтів пористості і газонасиченності при підрахунку запасів газу.
- Теоретично обґрунтовані та створені алгоритми визначення меж пластів у тонкопрошаркових розрізах і мінімізації похибок їх визначення та оцінки впливу дифузійних і уповільнюючих факторів на результати нейтронних методів.
- Методики визначення ємнісно-фільтраційних параметрів порід-колекторів міоценових відкладів за результатами ядерно-фізичних і ядерно-магнітних методів, які базуються на нейтронних властивостях порід, закономірностях розподілу в них природних радіоактивних ізотопів і характері їх флюїдонасичення.
Практичне значення отриманих результатів.
Результати роботи дозволяють значно підвищити ефективність геолого-геофізичних досліджень газових родовищ із тонкопрошарковою геологічною будовою розрізу.
Теоретичне обґрунтування і практичне використання методик та технологій досліджень у свердловинах газових родовищ із тонкопрошарковою геологічною будовою дозволить більш ефективніше оцінити перспективи газоносності міоценових відкладів, виявити додаткові пошукові об’єкти, що дасть змогу досягти значного приросту запасів газу. Методики випробувані при освоєнні сарматських тонкопрошаркових газоносних розрізів Карпатської нафтогазоносної провінції.
Встановлені взаємозв’язки між петрофізичними параметрами міоценових відкладів та геофізичними характеристиками використовуються виробничими організаціями ДП “Держкомгеологія”, ДГП “Укргеофізика”, ДГП “Західукргеологія”, Карпатським управлінням геофізичних робіт, і ДВП “Чорноморнафтогаз”. Практичне впровадження вказаних розробок підтверджується відповідними документами. Викладений в роботі матеріал також використовується в навчальному процесі геологорозвідувального факультету Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу.
Апробація роботи.
Основні положення і результати дисертаційних досліджень доповідались на IV Всесоюзній конференції “Коллекторы нефти и газа на больших глубинах”, м. Москва 1982р., “Коллекторы нефти и газа на больших глубинах”, м. Москва 1983р., V Всесоюзному семінарі “Нефтегазообразование на больших глубинах”, м. Івано-Франківськ 1986р., Науково-технічній Всесоюзній конференції “Проблемы и перспективы ядерно-геофизических методов в изучении скважин”, м.Обнінськ 1986р., Республіканській науково-технічній Всесоюзній конференції “Проблемы ускоренного выявления новых типов ловушек и ресурсов нефти и газа в Днепрово-Донецкой впадине”, м. Чернігів 1987р.; 2-й Всесоюзній конференції “Вскрытие нефтегазоносных пластов и освоение скважин”, м. Івано-Франківськ 1988р., Республіканській науково-технічній конференції “Доразведка эксплуатируемых нефтегазовых месторождений Украинской ССР — дополнительный источник увеличения ресурсов углеводородного сырья” м. Харків 1990р., Нараді-семінарі з проблем геологорозвідувальних і видобувних робіт у Західному реґіоні України, м. Івано-Франківськ 1992р., Науково-практичній конференції “Стан, проблеми і перспективи розвитку нафтогазового комплексу Західного реґіону України”, м. Львів 1995р., Науково-практичній конференції “Результати і перспективи геофізичних досліджень у Західному реґіоні України”, м. Львів 1998р.
Об’єм роботи.
Дисертація складається із вступу, 6 розділів, висновків, списку використаних джерел літератури. Текст викладено на 262 сторінках машинописного тексту, ілюстрації складають 35 рисунків, 10 таблиць. Список літератури містить 208 найменувань. Висловлюю щиру подяку завідувачу кафедри геології та розвідки нафтових і газових родовищ, доктору геол.-мінерал. наук, професору Маєвському Б.Й., доктору геол.-мінерал. наук, професору Гуньці Н.Н., доктору геол.-мінерал. наук, професору Гімеру Р.Ф., доктору гееол.-мінерал. наук, професору Орлову О.О., канд. геол.-мінерал. наук, доценту кафедри геофізичних досліджень свердловин Грицишину В.І., професору кафедри польової нафтогазової геофізики Степанюку В.П., доценту кафедри геології та розвідки нафти і газу Лозинському О.Є., завідувачу відділом ядерно-фізичних методів фізико-механічного інституту НАН України, кандидату геолого-мінералогічних наук Федоріву Р.Ф. Поради та зауваження з окремих проблем, які розглядались в дисертації, були зроблені головним геологом Івано-Франківської ЕГДС канд. геол.-мін. наук Догаєвим В.І., головним геологом “Прикарпатпромгеофізики” Держком Я.В., начальником геологічного відділу канд. геол.-мін. наук Гафичем І.П., ст. геофізикам Шпариком В.І., Клейзором Р.Й. за що їм автор щиро вдячний.
Дякую колегам-геологам УкрДГРІ, ДГП “Укргеофізика”, ДГП “Західукргеологія” завдяки великій допомозі та участі яких були проведені натуральні дослідження та спостереження.
З м і с т р о б о т и
1 проблеми геолого-геофізичних досліджень тонкопрошаркових розрізів в умовах карпатської нафтогазоносної провінції
1.1 Геологічні, геофізичні та технологічні умови вивчення тонкопрошаркових розрізів газових родовищ
Проблема вивчення тонкопрошаркових розрізів за матеріалами геолого-технологічного контролю і геофізичних досліджень свердловин завжди була актуальною і привертала увагу фахівців нафтогазового профілю.
Умови розкриття продуктивних горизонтів складнопобудованих колекторів різні і зумовлені як геологічними факторами формування розрізу, так і технічним складом промивних рідин, які застосовуються при бурінні. Використання промивних рідин різного хімічного складу приводить до руйнування стінок свердловин через розмив слабозцементованих порід, утворення зон кальматації, закупорки проникних пластів.
Фундаментальними теоретичними дослідженнями та експериментальними роботами по виявленню взаємозв’язків фізичних полів із особливостями геологічної будови розрізів та колекторськими властивостями порід-колекторів займалося багато науковців та вчених, зокрема: Брод І.О., Бондарук С.Ю., Мирошниченко Е.М., Білоус Н.Х., Ізотова Т.С., Грицишин В.І. та інші.
Фізичні передумови впливу промивних рідин на величину інформативної характеристики геофізичних досліджень в свердловинах нафтогазових родовищ західного реґіону України наступні.
В Більче-Волицькій та Бориславсько-Покутській зонах Передкарпатського прогину використовуються такі промивні рідини:
- звичайний глинистий розчин без додавання нафти і нафтопродуктів;
- прямі емульсії(ПЕ);
- нафтоемульсійні розчини.
Якість розкриття продуктивних пластів, а також розбурювання перспективних горизонтів залежить від стабільності промивної рідини та її водовіддачі. З метою підвищення якості розкриття порід колекторів промивна рідина стабілізується хімічними реагентами. В основному, це вуглелужний реагент, гідролізований полікрилонітріл (гіпан), конденсована сульфіт-спиртова барда (КССБ), малов’язкі марки натрієвої карбоксилметилцелюлози. Додавання вище перерахованих хімреагентів до слабо мінералізованих промивних рідин призводять до зменшення їх питомого електричного опору (ρр), в той же час добавки хімреагентів до високомінералізованих розчинів практично не змінюють величину ρр. Значна кількість дослідників Шапиро Д.А., Вендельштейн Б.Ю., Кобранова В.Н. вважає, що утворення природних потенціалів самочинної поляризації в окремих літотипах визначається, в основному, дифузійно-адсорбційним потенціалом, величина якого в більшості випадків зумовлена коефіцієнтом об’ємної глинистості. Однак, на наш погляд, значну роль у характері кривої ПС відіграють фактори, які не відносяться до характеристик геологічних розрізів свердловин, а саме: склад бурового розчину, стан стінок свердловин, час між моментом розкриття пласта та проведення замірів потенціалів ПС. Нами встановлено, що найбільш від’ємні значення самочинних потенціалів відповідають розчинам, які вміщують NaCl. Значно менші значення зміни потенціалу ПС спостерігаються при використанні промивних рідин, які оброблені карбоксилметилцелюлозою (КМЦ). Зміна знаку потенціалу ПС на додатній та його ріст відмічено в розчинах, в яких присутні гіпан та КССБ.
При вивченні впливу геологічних літотипів на зміну потенціалу ПС нами відмічено, що величина амплітуди потенціалу самочинної поляризації в лінійній залежності змінюється від величини коефіцієнта адсорбційно-дифузійної активності порід і в меншій мірі змінюється від окисно-відновного та фільтраційного потенціалів. В.І. Грицишиним та ін. встановлено, що із збільшенням лужності промивних рідин зростають дифузійно-адсорбційні потенціали глин і майже не змінюється дифузійно-адсорбційний потенціал пісковиків.
Збільшення в буровому розчині концентрації КМЦ-60 призводить до таких же змін адсорбційно-дифузійних потенціалів, що й збільшення концентрації солі NaCl. При великих значеннях відношення ρ1/ρ2>1 із збільшенням питомого опору розчину КССБ величина дифузійно-адсорбційного потенціалу спочатку різко падає, а потім стабілізується. При малих відношеннях ρ1/ρ2<1 в аналогічній ситуації величина Uда спочатку різко зростає, а потім стабілізується.
Характер самого середовища (кислотність, лужність) також визначає величину потенціалу Uда. Промивні рідини із добавками КССБ, КМЦ, гіпану мають слаболужний або лужний характер та здатність до окислення, що відповідно буде збільшувати потенціал глин. Це, в свою чергу, приводить до зміни потенціалів пісковиків і, як наслідок, до зміни амплітуди ПС. Інформативність методу при цьому падає, що має місце при пошуках нафти і газу на родовищах Більче-Волицької та Бориславсько-Покутської зонах. Зміна амплітуди кривої ПС визначається також мінералізацією пластової води і проникністю породи. Із збільшенням проникності породи, при високій мінералізації пластової води, суттєво зменшується дифузійно-адсорбційний потенціал. Для зразків високопористих малоглинистих порід наявність, або відсутність в розчинах хімреагентів, не впливає на зміну знаку потенціалу Uда і залишає його від’ємним. В той же час концентрація електроліту, яким насичена порода, впливає на величину Uда і приводить до збільшення амплітуди потенціалу із ростом проникності та мінералізації пластової води.
Аналізуючи вплив хімічного складу та мінералізації пластових вод на величину позірного опору (ρп) та швидкість пробігу поздовжніх ультразвукових коливань (Vp) в породі, деякі вчені (С.Ю.Жуховицький, В.І.Грицишин) вважають, що дія їх неоднозначна і суттєвий вплив на значення ρп при почасових замірах методом БКЗ виявляє зона проникнення та зміна фільтрату промивної рідини, особливо при обробці останньої різними хімреагентами. Дослідженнями, проведеними нами на керновому матеріалі свердловини 8-Луква, показано зміну показів зондів різних розмірів в залежності від використання в промивній рідині різних хімреагентів. Наявність хімреагенту УЩР привела до зміни величини електричного опору фільтрату із 0.8Ом·м до 0.4Ом·м, що відбилось на формі кривих повторного заміру БКЗ. Особливо суттєві зміни при реєстрації позірного опору спостерігаються на кривих зондів БКЗ (0.45м і 1.05м). Їх покази зменшились в 3 рази порівняно із показами зондів великого розміру. Значення ρп, визначене по замірах зондами великого розміру, не змінилось, що пояснюється наявністю в пласті незначної зони проникнення. За результатами цих же досліджень відзначено, що поряд із зменшенням показів ρп, заміряних зондами малого розміру, спостерігається низка прикладів збільшення позірного опору. Таку неоднозначність вимірювань позірного опору методом БКЗ можна пояснити наявністю в пластах-колекторах попереднього невитісненого фільтрату.
Покази бокового та індукційного каротажу практично не змінюються при обробці промивної рідини хімреагентами. Однак зміна мінералізації промивної рідини приводить до суттєвих зменшень інформативності індукційного каротажу. Використання індукційного каротажу мало ефективне при розкритті продуктивних порід на високопровідних промивних рідинах (ρс<0.1Ом·м), особливо, коли опір порід високий. В роботах Т.С.Ізотової показана висока ефективність методу екранованих зондів для вивчення проникності порід тонкопрошаркового геологічного розрізу. На покази екранованих зондів наявність хімреагентів в промивній рідині суттєво не впливає.
Результати акустичних досліджень в незначній мірі залежать від наявності хімреагентів в промивній рідині: значно більше на швидкість розповсюдження поздовжніх хвиль впливає неоднакова глинистість, як об’ємна так і прошаркова, густина твердої фази та газоносність порід. В роботах К.В.Девиса, Г.І.Петкевича, Л.З.Крупського показано вплив цих факторів на швидкість розповсюдження поздовжніх ультразвукових хвиль і можливість їх врахування при визначенні коефіцієнта пористості порід-колекторів. Нами проаналізовано зв’язок швидкості проходження ультразвукових коливань в залежності від пористості гірської породи. Графічні побудови, які зроблені на основі теоретичних розрахунків, показали значні розбіжності кривих пористості, навіть при однакових вихідних початкових величинах. Форма кривих визначалась із передбачень, що зміна величини часу пробігу ультразвукової поздовжньої хвилі через гірську породу підпорядковується лінійному закону і при пористості рівній 55% швидкість розповсюдження хвиль в породі (Vpп) дорівнює швидкості розповсюдження цієї ж хвилі у воді (Vpп=Vpв).
Значна кількість дослідників, В.І.Вернадський, В.Г.Хлопін, Ю.Н.Івакін, Е.В.Карус, О.Л.Кузнецов вважають, що такий зв’язок має досить складну форму і, як правило, не буває лінійним. При збільшенні пористості на швидкість ультразвукових коливань буде впливати пружна властивість породи, насичуючий її флюїд і густина цементуючого зерна.
Аналізуючи результати визначення відношення швидкостей розповсюдження ультразвукових коливань паралельно V|| та перпендикулярно V⊥ напластуванню порід для різних літотипів, нами встановлено, що в пісковиках та алевролітах з прошарками глин відношення V||/V⊥ збільшується за рахунок зменшення швидкості ультразвукових коливань, які виміряні перпендикулярно до напластування. У випадку тонкопрошаркової будови геологічного розрізу це відношення складає 1.53 — 1.57. Однак, для порід з однорідною структурою відношення V||/V⊥ не залежить від пористості і дорівнює 1.1 — 1.25.
Виходячи із вищенаведеного, можна допустити, що на форму кривої АК впливає не тільки наявність окремих літотипів з різною поглинаючою здатністю, але і технологія проведення вимірювань та наявність тріщинуватих порід.
1.2 Вивчення впливу свердловинних умов на результати ядерно-фізичних методів
Вченими Р.П.Готтих, Л.В.Комлевим, В.В.Ларіоновим, С.С.Мухіним, В.Х.Фертлом достатньо повно обґрунтовано можливість застосування методу спектрометрії гама-випромінювання для літологічного розчленування розрізів свердловин. Однак, гама-спектрометрія в нафтогазовій галузі ще не достатньо використовується, що в цілому відбивається на ефективності геолого-геофізичних досліджень нафтогазових родовищ.
Радіоактивному калію відповідає лінія спектру з енергією 1.46 МеВ. В гірських породах встановлено близько двохсот мінералів, до складу яких входить радіоактивний уран, торій і калій. Особливо багато мінералів, до складу яких входить уран. Такий факт пояснюється тим, що уран має здатність знаходитися в літосфері в чотири- і шестивалентній формі (U+4 і U+6). Внаслідок цього уран може бути окислювачем, або відновником. В лужному середовищі він створює комплексні іони уранатів (UO4)-2 і діуранатів (U2O7)-2, які формують солі, що слабо розчиняються у воді. Основна особливість урану — велика хімічна активність і сильна відновна здатність (Комлев Л.В., Перцов Л.А., Дортман Н.В.). Торій завжди чотирьохвалентний, тому його сполуки стійкі по відношенню до окислення.
В роботах Ларіонова В.В., Алєксєєва В.А., Арцибашева В.А., Блюменцова А.М. достатньо повно обґрунтовано можливості гама-спектрометрії при літологічному розчленуванні геологічних розрізів. Одержані нами результати досліджень можливостей гама-спектрометричних та радіоактивних методів при літологічному розчленуванні тонкопрошаркових розрізів дозволили встановити, що їх інформативність обумовлена різною чутливістю до зміни геометрії середовища, в якому проводяться вимірювання. На базі отриманих даних лабораторних і свердловинних досліджень, нами розроблено теоретичні основи врахування впливу геолого-геофізичних факторів на покази гама-спектрометра.
Більш достовірну інформацію про літологічну будову тонкопрошаркових розрізів можна отримати, якщо в комплексі із гама-спектрометричними дослідженнями застосовувати метод ядерно-магнітного резонансу. В роботах Р.Брауна, Х.Торрі, А.Бейкера, І.Цемермана, О.Дівері, С.М.Аксельрода, В.Д.Чухвічова, С.В.Веденіна, О.М.Немиченко, В.Д.Неретіна розроблені теоретичні основи і даються практичні рекомендації по використанню методу ядерно-магнітного каротажу для вирішення конкретних геологічних задач. Однак різні фізичні та ядерно-магнітні характеристики порід геологічних розрізів нафтогазових родовищ зумовлюють необхідність апробації методу ядерно-магнітного резонансу для конкретних умов їх формування.
Таким чином, підвищення ефективності геолого-геофізичних досліджень складних геологічних розрізів потребують розвитку нових методик і технологій їх проведення. Вирішення цієї задачі не можливе без глибокого аналізу мінералогічних особливостей порід-колекторів міоценових відкладів, умов їх формування.
2 Мінералого-петрофізичні особливості міоценових відкладів газових родовищ передкарпаття
2.1 Класифікація порід міоценових відкладів за результатами комплексних геолого-геофізичних досліджень
Ефективність розкриття і виділення продуктивних пластів та інтерпретація результатів ГДС в значній мірі залежить від вивченості літолого-петрофізичних характеристик порід-колекторів, фізико-хімічних властивостей флюїдів, технічних умов буріння, достовірності стратиграфічного розчленування розрізів, які досліджуються.
Основними труднощами, які виникають в процесі вивчення міоценових відкладів, є їх тонкопрошаркова будова, висока глинистість пісковиків та поліміктовість.
З метою вивчення їх характеристик, нами проведено комплексні дослідження кернового матеріалу, які дозволили розробити класифікацію цих відкладів, визначити їх геофізичні і петрофізичні ознаки. Аналізуючи отримані результати, проведено наступну класифікацію порід міоценових відкладів:
1.Пісковики:
а)пісковики гравійні з хлорито-кальцитовим і хлорито-глинистим цементом;
б)пісковики різнозернисті з хлорито-глинистим цементом;
в)пісковики середньозернисті з кальцитовим цементом, у якому присутні одиничні зерна глауконіту;
г)пісковики дрібнозернисті з хлорито-глинистим, хлорито-кальцитовим, кальцито-глинистим і кальцитовим цементом, в якому присутні одиничні зерна глауконіту;
д)пісковики алевритисті з глинисто-кальцитовим цементом.
2.Алевроліти гравійно-піщанисті з глинисто-кальцитовим і хлорито-глинистим кварцевим цементом.
3.Аргіліти вапнисті.
Основні поклади газу в міоценових відкладах пов’язані із пісковиками підгрупи а, б і в. Характерною особливістю підгрупи а) і б) є підвищена їх інтегральна радіоактивність та низький електричний опір. Результати комплексного аналізу керну, відібраного із продуктивних пластів, дозволили встановити в пісковиках групи а) і б) значний вміст таких мінералів як циркон, хлорит, гранат, мусковіт, каолініт. В той же час відмічається відсутність в них таких калійвмісних мінералів, як польові шпати, монтморилоніт, ілліт, глауконіт.
Вміст циркону важкої фракції пісковика в окремих випадках складає 1-3%, хлориту 5%, загальна радіоактивність породи в цьому випадку складає (9-11) мкр/год при радіоактивності для такого типу пісковиків (3-4) мкр/год.
Газоносні породи сарматського ярусу за макроскопічними описами слабо розрізняються, оскільки мають однакове сіре забарвлення різних відтінків. Окремі прошарки порід мають більш менш виражене плямисте забарвлення, яке свідчить про неоднозначність їх складу, структури, умов формування і фізичних властивостей.
Нерівномірний розподіл піщанистого матеріалу по розрізу міоценових відкладів зумовив утворення в нижньосарматській товщі низки піщанистих горизонтів, які за результатами геофізичних досліджень корелюються на значній віддалі.
Комплексні мінералого-петрофізичні дослідження дозволили нам виділити серед порід сарматського віку дві генетичні групи, одинадцять видів та двадцять чотири їх різновиди.
Така детальна класифікація порід сарматського віку зумовлена:
1)значними відмінностями їх гранулометричного складу, скелетної частини породи, незважаючи на відносну подібність уламків кварцу, незначними домішками мінералів циркону, ставроліту, рутилу, ілліту, порід кварцитів, алевролітів, алевритистих аргілітів і вапняків.
2)відмінностями співвідношення головних та другорядних аутигенних мінералів цементу. Головними в цементах породи є гідрослюди, ілліт, монтморилоніт у вигляді фракцій розміром 0.01мм і менше, глинисто-приховані кристалічні тонкодисперсні маси та кальцит. Другорядними мінералами в цементі породи є каолініт, кварц, хлорит, глауконіт, пірит, рідко халцедон та арагоніт в залишках фауни і фосфорити.
Відповідно до співвідношення в породах вище перерахованих ознак дві генетичні групи нами визначено як “Прості” і “Складні” породи.
“Прості” породи формувалися у відносно спокійній гідродинамічній обстановці. Більшість їх має невелику міжзернову та вторинну пористість. Серед відносно однорідних порід виділяється сім видів, що об’єднують 15 різновидів літотипів. Всі вони мають відносно постійний склад, взаємні фаціальні переходи як поступові, так і різкі в різновидах цих порід свідчать про незначні гідродинамічні і геохімічні зміни формування осадів. Виділені нами різновиди порід в своїй більшості відрізняються співвідношенням уламкових компонентів і складом цементу. Сформовані в цей період дрібнозернисті пісковики з гідрослюдистим цементом складаються, в основному, із клиноподібних і напівзаокруглених уламків кварцу (70-80%) розміром (0.3-0.1)мм. Більшість частинок має хвильове згасання, носить сліди стискування, що свідчить про їх виніс із древніх метаморфізованих порід.
Що стосується особливостей мінерального складу і будови “простих” порід, то конседиментаційне перемивання осадів і знесення більш масивних уламків до місця формування породи течіями, обумовило збагачення їх цирконом, гранатом, перемитим глауконітом. Наявність вищевказаних мінералів та глин в більшості випадків обумовлює інтегральну радіоактивність порід міоценового віку.
Узагальнюючи вище приведене можна допустити, що “прості” породи формувались в лагунних умовах на незначній глибині у відновному середовищі поряд із тектонічними розломами, що неодноразово відновлювалися.
Результати досліджень умов формування “складних” порід дозволили встановити, що їх гранулометричний склад обумовлений не стільки поганим сортуванням зерен, як накладанням один на одного молодих осадів, розподіл уламків в яких не підпорядковується нормальному закону. Формувалися ці породи в мілководному басейні при значній зміні гідродинамічної активності водного середовища. В основному, їм притаманна підвищена проникність, незначна глинистість, вузький діапазон зміни пористості. Колекторські властивості їх змінюються по мірі зміни типу цементу, мінералогічного складу та розміру пор. В їх цементі зустрічаються одиничні уламки циркону, сфену, лімоніту. При загальній кількості цементу в породі (35-50)% каолінітові угрупування складають біля 10%, гідрослюдисті - біля 20%, в окремих випадках спостерігається скупчення піритових угрупувань 1-5%. В породах цього типу відмічається локалізований по тилах і тріщинах пірит, який утворює окремі відокремлення, навколо яких розміщується перекристалізований кальцит, що свідчить про епігенетичне накладання рудної мінералізації на осадову породу при слабому її метаморфізмі.
Згідно з розробленою нами класифікацією міоценових відкладів, можна припустити, що “прості” породи формувалися в стійких гідродинамічних і геохімічних умовах. Це призвело до виникнення різних літотипів, які прошарками налягають один на одного, ці породи, як правило, низькопористі (4-10)% і малопроникні (<0.1·10-3) мкм2, представлені щільними пісковиками та алевролітами. Друга група до якої відносяться “складні” породи, формувалась при конседиментаційних перемивах раніше утворених осадів придельтовими, прибортовими, прибереговими течіями і хвильовими рухами при короткочасних регресіях басейну моря, або локальних підняттях дна. Для цих порід характерна висока відкрита пористість (20-30)%, а інколи (30-40)%, проникність від 0.1·10-15 до 501.5·10-15 мкм2. Формування порід проходило на фоні заміни слабоокислювального середовища, слабовідновним, інколи із незначним виділенням сірководню, яке визначало масове утворення глинистих, гідрослюдистих, кальцитових цементів при незначному вмісті хлориту, глауконіту і піриту.
Мала і середня потужність прошарків свідчить про значну тектонічну активність фундаменту і дна. Тектонічна активність сприяла формуванню перемитих “складних” порід, які в подальшому стали кращими колекторами.
Таким чином, геологічні умови формування порід-колекторів міоценового віку обумовили їх фізичні та петрофізичні параметри, визначили особливості змін натуральних, фізичних полів.
| 
