Целью данной работы является анализ возможностей спектрального гамма-каротажа при изучении основных фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов нефтегазовых месторождений.
Ключевые слова: спектральный гамма-каротаж, пласт-коллектор, месторождение, глинистые минералы, радиоактивные элементы, фильтрационно-емкостные свойства.
Применение спектрального гамма-каротажа (СГК) значительно увеличивает возможности по изучению минерального состава, строения, а также генезиса горных пород. СГК характеризуется высокой петрофизической информативностью, которая обусловлена возможностью определения отдельных минералов, отличающихся по содержанию естественно-радиоактивных элементов, а также позволяет определять их содержание в горных породах.
Информация о содержании естественно-радиоактивных элементов как важнейших геохимических индикаторах условий осадко- и минералообразования особенна ценна для повышения геологической информативности и точности комплексной интерпретации данных ГИС. [1, с. 71]
Целью СГК является определение содержания естественных радиоактивных элементов (U, Th и K) и их парциальных вкладов в общую радиоактивность горных пород. [1, с.82]
Основными естественно-радиоактивными элементами, участвующими в формировании полей гамма-излучения в условиях измерений в скважинах, являются изотопы уранового 238U и ториевого 232Th рядов, а также изотопов 40К. Вкладом излучения других природных гамма-активных изотопов (87Rb, 138Ln и 176Lu) в регистрируемый спектр можно пренебречь. [2, с. 8]
Торий в осадочных отложениях содержится в бокситах и глинистых минералах, а также в некоторых тяжелых акцессорных минералах, таких как циркон, сфен и монацит. Он имеет стабильную степень окисления и его соединения практически нерастворимы. Содержание тория в глинистых минералах изменяется в относительно узком диапазоне, что дает основание для использования его как хорошего индикатора глинистости пород. Связь тория с глинистыми минералами, несмотря на термальный диагенез, остается постоянной.
Радиоактивный изотоп 40К содержится в основном в полевых шпатах (ортоклаз, микроклин), слюдах (мусковит, биотит) и в глинистых минералах (монтмориллонит, хлорит, каолинит). Первоисточниками или материнскими породами калия являются главным образом кремниевые изверженные породы (граниты, гранодиориты, сиениты, риолиты), в которых присутствовали перечисленные калийсодержащие минералы. В процессе метаморфического изменения полевые шпаты и слюды сильно разрушались, образуя глинистые минералы: иллиты, промежуточные образования (иллит-монтмориллонит), монтмориллонит, хлорит, каолинит. В зависимости от условий осадка накопления, увеличения давления и температуры с глубиной погружения и диагенеза происходило дальнейшее обогащение глинистых минералов калием за счет ионов калия из пластовых вод и их превращение из одного минерала в другой — монтмориллонит трансформировался в иллиты и хлориты. Поэтому содержание калия в этих минералах изменяется в достаточно широких пределах.
Таким образом, в осадочных отложениях содержание естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ) в основном связано с глинистыми минералами. Содержание ЕРЭ в песчаниках связано с акцессорными минералами, входящими в состав обломков пород, и калиевыми полевыми шпатами, а в карбонатах — с вторичными процессами, в результате которых происходило переотложение солей урана, и с органикой. [2, с.13–14]
Количественная интерпретация данных СГК в нефтегазовых скважинах связана, прежде всего, с определением глинистости и минерального состава глинистых пород. При изучении осадочных отложений, где находятся основные коллекторы нефти и газа, требуется высокая точность оценки глинистости. Данные СГК представляют возможность более точной оценки глинистости, чем данные интегрального гамма-каротажа.
Глинистые минералы существенно различаются по содержанию связанной воды. Например, смектитовая группа глин содержит намного больший объем связанной воды, чем иллитовая. В связи с этим определение минерального состава глин имеет большее значение при обработке результатов геофизических исследований и оценке по ним коллекторских свойств объекта. Минеральный состав глин по данным СГК достаточно уверенно определяется за счет различного содержания в них тория THOR и калия POTA. Для этих целей используется кроссплот THOR×POTA. [2, с.86, 91]
Газонефтяное месторождение Жанаталап расположено в Исатаевском районе Атырауской области, вблизи г. Атырау, Республика Казахстан. На рассматриваемом месторождении Жанаталап пробуренными поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами вскрыты толщи нижнепермской, триасовой, юрской, меловой, неоген-четвертичной систем. В данной статье рассматривались отложения юрской (J) системы, которые представлены песчаниками и песками серыми, светлосерыми с зеленоватым оттенком, мелко- и среднезернистыми с прослоями серых глин.
Глины несколько темноокрашены (серые, темно-серые), плотные, слабоалевритистые. Нередко содержат включение углефицированной растительной органики. [3]
На месторождении Жанаталап была произведена оценка минерального состава глин юрских отложений. На кроссплоте, рисунок 1, представлены графики, полученные по данным СГК в 7 скважинах месторождения Жанаталап.
- — Цвет точек соответствует исследованиям в различных скважинах (скв № № 1–7). Одна точка соответствует информации содержания элементов K и Th в пласте
Рис. 1. Оценка минерального состава глин юрских отложений (J) месторождения Жанаталап
По результатам проведенных исследований установлено, что на данном месторождении в составе глин в основном, преобладают глинистые минералы иллит и слюды. Эти данные можно использовать для прогнозирования оценки коллекторских свойств. Иллит сильно ухудшает емкостные свойства коллекторов. С увеличением в составе глинистого цемента иллитовой составляющей наблюдается снижение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) исследуемых пород и рост количества физически связанной воды, а также увеличение диффузионно-адсорбционной активности. В результате определения минералогического состава в цементе установлено явное преобладание гидрослюдистой составляющей (иллита). Высокое содержание иллитовой составляющей в цементе объясняет резкое снижение фильтрационно-емкостных свойств и увеличение остаточной водонасыщенности и диффузионно-адсорбционной активности.
Минеральный состав цемента данных отложений важно учитывать при составлении петрофизических и интерпретационных моделей ГИС. [4, с.74–75].
Литература:
1. Дудаев С. А., Дудаев Р. С. Хадумиты Предкавказья: новое в геолого-геофизическом изучении, вторичном вскрытии и освоении. — Москва, 2015. — 204 с.
2. Урманов Э. Г., «Спектрометрический гамма-каротаж нефтегазовых скважин», ВНИИгеосистем, — Москва, 2010. — 164 с.
3. Воцалевский Э. С., Булекбаев З. Е., Искужиев Б. А.,.Камалов С.М, Коростыжевский М. Н., Куандыков Б. М., Куантаев Н. Е., Марченко О. Н., Матлошинский Н. Г., Нажметдинов А. Ш., Филипьев Г. П.,.Шабатин И.В, Шахабаев Р. С., Шудабаев К. С. Справочник «Месторождения нефти и газа Казахстана» — Алматы, Минеральные ресурсы Казахстана, 1999 г.
4. Муринов К. Ю., Гвоздик С. П., Савельева Е. Н., Шишлова Л. М. Влияние литолого-минералогического состава на петрофизические свойства терригенных пород нижнего карбона Хасановской площади // ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ. — 2015. — № 12. — с. 74–75.
