Опыт применения кросс-дипольного акустического каротажа для выделения газоносных пластов в терригенных и карбонатных разрезах месторождений России

В данной работе обобщен опыт применения метода кросс-дипольного акустического каротажа (КДА) для решения практической задачи идентификации газонасыщенных коллекторов в реальных скважинных условиях (Абдуллин и др., 2024; Золоева, 2004; Ивакин и др., 1978). В основе подхода лежит анализ данных КДА, а именно нормированных интервальных времен пробега продольной (DTCO) и поперечной (DTSH_XX) волн относительно реперных интервалов.

Работа выполнена на основе реальных данных, зарегистрированных с помощью многозондового кросс-дипольного сканера Sonic Scanner (Schlumberger) в разрезах скважин, вскрывающих как терригенные, так и карбонатные отложения.

Методика. Физические основы

Методической основой нашего опыта является анализ соотношения нормированных интервальных времен пробега продольной и поперечной волн. Его физическое обоснова-

Работа лицензирована в соответствии с CC BY 4.0. Чтобы просмотреть копию этой лицензии, посетите

ние связано с известной зависимостью акустических свойств коллекторов от типа насыщающего флюида. Экспериментальные и теоретические исследования показывают, что для пород-коллекторов выполняется следующий ряд скоростей продольных волн (Vp): Vp(вода) > Vp(нефть) > Vp(газ). Для скоростей поперечных волн (Vs) наблюдается обратная закономерность: Vs(вода) < Vs(нефть) < Vs(газ). Следовательно, в газонасыщенных интервалах отношение Vp/Vs будет минимальным, а нормированное интервальное время продольной волны (DTCO) будет превышать нормированное интервальное время поперечной волны (DTSH_XX). Таким образом, инверсия в соотношении нормированных DTCO и DTSH_XX служит диагностическим признаком перехода к газонасыщенным зонам.

Применение этого принципа в скважинных условиях может осложняться влиянием ряда факторов, таких как наличие зоны проникновения фильтрата бурового раствора, низкие емкостные свойства, глинистость пород и погрешности измерений. Наш опыт показывает, что использование современных технологий широкополосного акустического каротажа, например Sonic Scanner, обеспечивающих высококачественную регистрацию как моно-, так и дипольных волн, позволяет минимизировать эти помехи и повысить надежность выделения газовых пластов (Симоненко, 2021).

Объекты исследований

Для демонстрации эффективности методики и обобщения опыта ее применения выбраны три скважины из разных нефтегазоносных провинций России, в двух из них газонасы-щение коллекторов было впоследствии подтверждено прямыми измерениями модулем динамического испытателя (MDT) посредством отбора проб пластового флюида.

На рисунке 1 представлены результаты комплексной интерпретации данных КДА, стандартного комплекса ГИС и ЯМР (CMR) по интервалу сложнопостроенных терригенных газоносных отложений танопчинской свиты одного из месторождений Ямала.

Согласно сводному разрезу Северо-Тамбейского участка, интервал танопчан-ской свиты ТП1-13 представлен неравномерным чередованием полимиктовых песчано-алевритовых и глинистых горизонтов, меняющихся по площади и по разрезу с различными литологическими переходами, фациальными вариациями и внутриформаци-онными размывами. В расчлененных и сла-бовыраженных в разрезе пластах песчаники глинистые, плохо отсортированные. Присутствует растительный детрит, характерно обилие углей.

Трек 6 (ГК, СП, 2-НКТ). Низкие значения ГК (GK, красная) и отрицательная аномалия СП (PS, фуксия) четко указывают на интервалы чистых песчаников (коллекторов).

Трек 7 (Профилеметрия, АК, ГГК-П). Наблюдается характерный дефект пористости по нейтронному каротажу (KPNNK, черная) относительно пористости по плотностному каротажу (КП_ГГКП, фуксия). Этот признак (KPNNK< КП_ГГКП) косвенно подтверждает наличие газа в коллекторах. На глубине 2374 м схождение кривых KPNNK и КП_ГГКП маркирует положение газоводяного контакта (ГВК).

Трек 10 (Микрозонды). Характерное соотношение МПЗ (MPZ, красная) > МГЗ (MGZ, черная) в выделенных интервалах является надежным индикатором проницаемых коллекторов (зона проникновения) и дополнительно подтверждает результаты Трека 1 (Кошляк, 1986).

Трек 12 (КДА). Ключевой диагностический признак газа в данной работе. В интервалах коллекторов наблюдается явное превышение нормированного интервального времени пробега продольной волны (DTCO, синяя) над нормированным интервальным временем пробега поперечной волны (DTSH_XX, зеленая). Это соотношение DTCO>DTSH_XX является прямым следствием газонасыщения и надежным индикатором газа. Схождение кривых DTCO и DTSH_XX на глубине 2374 м является индикатором газоводяного контакта, выделенного по акустическим данным.

Трек 13 (Волна Стоунли). Превышение измеренной кривой Стоунли (DTST, фук-

Рис. 1. Комплексная интерпретация данных КДА, стандартного комплекса ГИС и ЯМК (CMR) терригенных отложений танопчинской свиты Ямала

сия) над нормированной модельной кривой Стоунли (DTST_mod, зеленая) указывает на интервалы коллекторов. Наибольшее расхождение кривых DTST и DTST_mod, интерпретируемое как зоны повышенной проницаемости коллекторов, наблюдается в интервалах 2344,5–2374,5, 2376,8–2378,8, 2383,9–2386,2 м.

Трек 15 (Пористость ЯМК). Наличие дефекта пористости по данным ЯМК (MRP_CMR, черная) относительно пористости по плотностному каротажу (КП_ГГКП, фуксия) является еще одним независимым признаком газового эффекта в коллекторах (Джафаров, 2002). Исчезновение данного дефекта и схождение кривых MRP_CMR и КП_ГГКП на глубине 2374 м уверенно определяет положение ГВК.

Результаты обработки данных КДА (превышение нормированного интервального времени пробега продольной волны DTCO над интервальным временем пробега поперечной волны DTSH_XX) убедительно идентифицировали интервалы газонасыщения, что полностью согласуется с наблюдаемыми дефектами пористости (MRP_CMR<КП_ГГКП,

KPNNK<КП_ГГКП), признаками коллектора (низкие показания GK, отрицательная аномалия PS, MPZ>MGZ, DTST_mod

На рисунке 2 представлены результаты комплексной интерпретации данных КДА, стандартного комплекса ГИС, ядерно-магнитного каротажа (CMR) и опробование MDT по интервалу сложнопостроенных карбонатных газоносных отложений осинского горизонта одного из месторождений Восточной Сибири.

Разрез осинского горизонта сложен доломитами, известняками и их переходными разностями. В роли непроницаемых пропластков выступают как плотные карбонатные породы, так и прослои доломитизиро-ванных ангидритов и известковистых аргил-

Рис. 2. Комплексная интерпретация данных КДА, стандартного комплекса ГИС, ЯМК (CMR) и опробование MDT в карбонатных отложениях осинского горизонта O-I Восточной Сибири

литов. Данные рентгеноструктурного анализа показывают литологическую неоднородность пласта: его верхняя часть сложена преимущественно доломитовыми известняками, а в нижней части возрастает доля доломитов известковистых с повышенным содержанием сульфатных и глинистокремнистых минералов. По данным СГК (урановая составляющая), в интервалах 2210–2220, 2234–2250 м отмечено повышение урана, что свидетельствует о вторичной доломитизации карбонатных пород. Причем доломитизация способствует увеличению пористости: в верхнем интервале Кп = 0,05– 0,18 у.ед., во втором – Кп = 0,1–0,12 у.ед.

Трек 7 (ГК, НГК). Интервалы развития карбонатных коллекторов уверенно диагностируются по низким значениям естественной радиоактивности (GK, красная кривая) и средним значениям кривой нейтронного гамма-каротажа (NGK, черная кривая).

Трек 8 (Профилеметрия, АК, ГГК-П). Наличие углеводородов в поровом пространстве проявляется в виде устойчивого дефекта нейтронной пористости (KPNNK, черная) относительно плотностной пористости (КП_ГГКП, фуксия) – признак газонасыще-ния, обусловленный низкой плотностью газа и его слабым воздействием на тепловые нейтроны.

Трек 10 (Кросс-дипольный акустический каротаж, КДА). Ключевым диагностическим критерием газонасыщения в данном исследовании выступает превышение кривой нормированного интервального времени пробега продольной волны (DTCO, синяя) над кривой нормированного времени пробега поперечной волны (DTSH_XX, зеленая).

Схождение кривых DTCO и DTSH_XX на глубине 2239 м определяет положение ГНК.

Трек 12 (Волна Стоунли). Коллекторские интервалы маркируются превышением измеренной кривой Стоунли (DTST, фуксия) над нормированной модельной кривой, рассчитанной для непроницаемой среды (DTST_mod, зеленая). Расхождение нормированных кривых DTST и DTST_mod, интерпретируемое как зоны повышенной проницаемости, наблюдается в интервале 2216– 2278,6 м.

Трек 15 (Пористость ЯМК). Дефект пористости по данным ЯМК (MRP_CMR, черная) относительно пористости по плотностному каротажу (КП_ГГКП, фуксия) представляет собой независимый признак, маркирующий наличие газа в коллекторах. По исчезновению дефекта пористости MRP_CMR относительно КП_ГГКП на глубине 2248 м выделяется газонефтяной контакт (ГНК).

Трек 11 (Результаты опробования MDT). Опробование пластов модульным испытателем пластов на кабеле (MDT) верифицировало продуктивность выделенных интервалов и подтвердили прогноз:

• •    2223,4 м: приток газа, с примесью водной фракции (вероятно, фильтрата РВО);

• •    2232,9 м: приток водной фракции (вероятно, фильтрат РВО). Признаков УВ в притоке не обнаружено;

• •    2251,3 м: приток фракции жидких УВ и водной фракции (вероятно, фильтрат РВО);

• •    2259,8 м: фракция жидких УВ с примесью фильтрата РВО, также отмечаются следы газа, вероятно, газ разгазации, за счет повышенной депрессии на пласт;

• •    2262 м: приток фракции жидких УВ с примесью фильтрата РВО, также отмечаются следы газа, вероятно, газ разгазации, за счет повышенной депрессии на пласт;

• •    2275,3 м: фракция жидких УВ с примесью фильтрата РВО;

• •    2317 м: приток фракции воды (вероятно, фильтрат РВО).

Таким образом, надежность диагностики газонасыщения по данным КДА, основанной на расхождении нормированных акустических времен (DTSH_XX < DTCO), получила комплексное подтверждение. Выделенные интервалы полностью согласуются с независимыми данными: дефектом пористости (KPNNK<КП_ГГКП), признаком наличия коллектора (DTST_mod

По MDT следы газа отмечаются на глубине 2262 м, по КДА ГНК выделяется на глубине 2239 м, по данным ЯМК-ГГКП ГНК – на глубине 2248 м. Принимая во внимание, что дефицит пористости по НК относительно КпГГКП прослеживается до глубины 2248 м, констатируем, что ГНК находится на глубине 2248 м.

Разные глубины ГНК, полученные нами, объясняются сложным строением залежи (трещиноватость, кавернозность пород, вторичная доломитизация и т.д.), а также различной информативной глубинностью методов.

На рисунке 3 представлены результаты комплексной интерпретации данных КДА, стандартного комплекса ГИС, ядерно-магнитного каротажа (CMR) и опробование MDT по интервалу сложнопостроенных карбонатных газоносных отложений Верхнеби-лирской подсвиты одного из месторождений Восточной Сибири.

Породы осинского горизонта Верхне-билирской подсвиты представлены доломитами, известняками и их переходными разностями. Непроницаемые пропластки, помимо карбонатных плотных пород, включают ангидриты доломитизированные и известковистые аргиллиты.

Согласно результатам рентгеноструктурного анализа, верхняя часть пласта представлена преимущественно известняками доломитовыми, нижняя – доломитами известковистыми с увеличением доли примесей преимущественно в виде сульфатов и глинистокремнистых минералов.

Трек 6 (ГК, 2-НКТ). Низкие показания ГК (GK, красная кривая) и средние показания НКТ (NKTb, черная) однозначно определяют интервалы карбонатных коллекторов, кото-

Рис. 3. Комплексная интерпретация данных КДА, стандартного комплекса ГИС, ЯМК (CMR) и опробование MDT в карбонатных отложениях Верхнебилирской подсвиты Восточной Сибири

рые представлены преимущественно доломитами и известняками.

Трек 7 (Профилеметрия, АК, ГГК-П). Показания коэффициента пористости по плотностному каротажу (КП_ГГКП, фуксия) превышают относительно значения пористости по нейтронному (KPNNK, черная). Данное различие KPNNK < КП_ГГКП служит признаком газонасыщения в коллекторах. Исчезновение данного дефекта и схождение кривых KPNNK и КП_ГГКП на глубине 1890 м уверенно определяет положение ГНК.

Трек 10 (КДА). Основным диагностическим признаком газа в данном исследовании выступает значительное превышение нормированного интервального времени пробега продольной волны (DTCO, синяя) над нормированным интервальным временем пробега поперечной волны (DTSH_XX, зеленая) в интервалах коллекторов. Это соотношение (DTCO > DTSH_XX) – прямое следствие влияния газа и надежный индикатор газона-сыщения. На глубине 1890 м схождение нормированных кривых DTCO и DTSH_XX маркирует положение газоводяного контакта (ГВК).

Трек 12 (Волна Стоунли). Превышение нормированной кривой Стоунли (DTST, фуксия) над модельной кривой Стоунли (DTST_mod, зеленая) маркирует интервалы коллекторов. Наибольшее расхождение кривых DTST и DTST_mod, интерпретируемое как зоны повышенной проницаемости, наблюдается в интервале 1856–1898 м.

Трек 14 (Пористость ЯМК). Дефект пористости по данным ЯМК (MRP_CMR, черная) относительно пористости по плотностному каротажу (КП_ГГКП, фуксия) величиной до 10 % представляет собой еще один независимый признак, указывающий на наличие газа в коллекторах. На глубине 1887 м схождение кривых MRP_CMR и

КП_ГГКП маркирует положение газовонефтяного контакта (ГНК).

Трек 11 (Результаты MDT). Опробование пластов модульным испытателем пластов на кабеле (MDT) подтвердило продуктивность интервалов: на глубине 1867,0 и 1887,0 м зафиксирован приток газа с примесью водной фракции (около 10–15 %, вероятно, фильтрат РВО); на глубине 1887,5 м также получен приток газа и нефти с примесью водной фракции (около 10 %, вероятно, фильтрат РВО); на глубине 1888,3 м отобрана проба нефти, присутствуют следы газа; на глубине 1889,3 и 1892,8 м получен приток нефти с примесью водной фракции (около 15 %, вероятно, фильтрат РВО); на глубине 1927,5 м получен приток водной фракции, вероятно, фильтрат РВО (УЭС составило 0,28 Ом*м при 13° С). Таким образом, результаты MDT достоверно доказывают наличие притока газа именно в тех интервалах, где наблюдается превышение DTCO над DTSH_XX.

Диагностика газонасыщения по данным КДА, основанная на характерном превышении нормированного интервального времени пробега продольной волны DTCO над интервальным временем пробега поперечной волны DTSH_XX, получила комплексное подтверждение: выделенные по знаку интервалы полностью дефектом (MRP_CMR<КП_ГГКП, данному при-согласуются с пористости

KPNNK<КП_ГГКП), классическими признаками коллектора (низкий ГК, средние значения НКТ, DTST>DTST_mod) и прямым подтверждением MDT. Полученные результаты убедительно подтверждают высокую диагностическую ценность КДА для идентификации газовых залежей в карбонатных разрезах Восточной Сибири.

Заключение

Проведенные исследования и успешный опыт применения кросс-дипольного акустического каротажа подтверждают высокую эффективность этой технологии для достоверного выделения газонасыщенных интервалов.

Выводы

• 1.    Для терригенных коллекторов аномалия по данным КДА в виде устойчивого превышения нормированного DTCO над DTSH_XX является надежным диагностическим признаком газонасыщения и хорошо согласуется с данными по дефекту общей пористости ядерно-магнитного каротажа относительно пористости по плотностному каротажу (MRP_CMR<КП_ГГКП).

• 2.    Для карбонатных коллекторов метод КДА также показал свою высокую чувствительность к наличию газа, что особенно ценно в условиях неоднородности пустотного пространства и сложностей интерпретации стандартных методов ГИС.

• 3.    Надежность методики подтверждена прямыми испытаниями пластов (MDT) на двух из трех исследованных объектах.

• 4.    Полученный опыт позволяет рекомендовать использование кросс-дипольного акустического каротажа в качестве дополнительного элемента к комплексу ГИС при поисках газовых залежей в сложнопостроен-ных геологических объектах.