Построение геофильтрационных разрезов скважин

Современные гидрогеологические задачи могут быть успеш- но решены аналитическими методами или с использованием гид- родинамического моделирования только на основе достоверной геофильтрационной схематизации разреза. Последнее представля- ет наибольшую проблему при изучении динамики подземных вод, особенно на ранних стадиях гидрогеологических исследова- ний, когда имеются только экспертные оценки фильтрационных свойств водоносных и водоупорных пород.

Пространственное распределение глубинных геофильтраци- онных элементов разреза, охваченных гидродинамическими испы- таниями, отбором керна и его лабораторным исследованием, весьма неравномерно. Наиболее изученными по площади являют- ся нефтяные месторождения и локальные поднятия, в пределах которых проводились поисково-разведочные работы, а по разре- зу – продуктивные на нефть и газ горизонты. При недостатке и невысокой достоверности единичных фильтрационных опреде- лений в глубоких элементах разреза удовлетворительная экстраин- терполяция фактических данных может быть получена только на

основе геологически обоснованных закономерностей изменения свойств разреза с широким применением методов ГИС, которые существенно дополняют геологическую и гидрогеологическую документацию разреза, т. к. достаточно информативны и прово- дятся в обязательном порядке в каждой скважине. Необходимо отметить, что при интерпретации данных ГИС возможно полу- чение не только собственно геофизической, но и геофильтрацион- ной информации, с использованием последовательный переход

«материалы ГИС – прогноз литологического состава – прогноз геофильтрационных сред». Успешности такого подхода способст- вует относительно высокая литолого-фациальная и структурно- тектоническая изученность палеозойских отложений Пермского Приуралья.

В качестве геофильтрационных сред (ГФС) рассматриваются генетические типы горных пород или элементы геологического разреза (формации, субформации, латеральный ряд формаций) с еди- ными условиями формирования и пространственного распределения фильтрационных свойств. Так, в соответствии с морфогенетической классификацией В. А. Всеволожского [13], палеозойские отложения Пермского Приуралья могут быть отнесены к трем типам геофильт- рационных сред: седиментационно-гранулярному, седиментационно- трещинному и карстовому.

Прогноз ГФС с использованием результатов геофизических ис- следований скважин целесообразно выполнять в несколько этапов.

На первом из них производится расчленение разрезов сква- жин на толщи, пласты и прослои горных пород, ограниченные оп- ределенными геометрическими поверхностями и характеризую- щиеся определенным набором физических параметров. Такая стан- дартная обработка результатов геофизических исследований единичной скважины позволяет решать лишь ограниченный круг гидрогеологических задач. Обобщение же результатов интерпре- тации ГИС на значительной площади позволяет перейти к задаче геофильтрационной стратификации разреза изучаемого участка по выделенным каротажным реперам – маркирующим  горизонтам.

197

При этом в качестве последних целесообразно рассматривать хо- рошо прослеживающиеся и достаточно мощные интервалы водо- упорных (глины, аргиллиты, гипсы, ангидриты, плотные извест- няки и доломиты) и проницаемых (водоносные песчаники, трещи- новатые известняки) пород. Дифференциация горных пород с помощью ГИС осуществляется по физическим свойствам пород в зависимости от гранулометрического состава, характера цемен- тации, структурных и текстурных особенностей.

Однозначность интерпретации существенно повышается, если для изучения геологического строения разрезов скважин использу- ется обязательный комплекс методов ГИС – стандартного электри- ческого и радиоактивного каротажа, записанных в вертикальном масштабе 1:500. Для выявления главных закономерностей разреза и ликвидации локальных неоднородностей, зафиксированных на каротажных кривых, целесообразно составлять интегральные диа- граммы [53, 54]. Для построения последних весь разрез исследуемой скважины разбивается на неравные интервалы, каждый из которых представляет участок кривой ГИС с близкими друг к другу показа- ниями того или иного геофизического параметра (рис. 67).

Обычно для выделения крупных стратиграфических подраз- делений используются диаграммы стандартного электрокаротажа.

На втором этапе гидрогеологической интерпретации материа- лов ГИС выделяемые толщи и слои горных пород рассматривают- ся как геофильтрационные таксоны, определяющие слоистую не- однородность разреза. В отсутствие прямых фильтрационных оп- ределений для прогноза ГФС на основе ГИС (стандартный зонд М2А0,5В и НГК+ГК) вполне достаточно выделять не более пяти следующих условных таксонов [58]:

– 1-й таксон – высокопроницаемые водоносные горизонты

(пласты, толщи с K _ф > n · 0,1 м/сут);

– 2-й таксон – проницаемые водоносные горизонты (пласты,

толщи с K _ф = n · 0,01– n · 0,1 м/сут);

Рис. 67. Фрагмент широтного профиля Осинского месторождения, стратиграфически расчлененного по интегральным диаграммам стандартного каротажа

– 3-й таксон – низкопроницаемые водоносные горизонты

(пласты, толщи с K _ф = n · 0,001– n · 0,01 м/сут);

– 4-й таксон – слабоводоупорные горизонты (пласты, толщи с K _ф = n · 0,0001– n · 0,001 м/сут);

– 5-й таксон – высоководоупорные горизонты (пласты, толщи с K _ф < n · 0,0001 м/сут).

Указанный диапазон фильтрационных характеристик имеет экспертную оценку, основанную на региональных обобщениях фильтрационных характеристик водовмещающих пород, а также на представлениях о развитии геофильтрационных сред в палео- зойском разрезе Пермского Приуралья. Приведенные величины фильтрационных характеристик в достаточной степени обеспечи- вают точность факторно-диапазонных расчетов и моделирования при оценке гидродинамической работы слоистых систем в различ- ных вариантах «упаковок».

Водоносные горизонты, как правило, могут быть представле- ны песчано-галечниковыми отложениями (1-й таксон) и водонос- ными карбонатными толщами (2-й таксон), сложенными плотными, но трещиноватыми и закарстованными породами. В соответствии с классификацией ГФС они могут быть отнесены к седиментацион- но-гранулярным и палеокарстовым средам. При изучении водонос- ных толщ методами ГИС такие горизонты должны обладать сле- дующими свойствами: пространственной однородностью и изо- тропностью геоэлектрических характеристик стратоэлемента при заметном отличие от смежных толщ; стабильной литификацией во- доносных пород; отсутствием в них плотных прослоев с высоким электрическим сопротивлением и плохими фильтрацион-ными свойствами; невысокой изменчивостью мощности водоносной толщи; стабильностью минерализации подземных вод, насыщаю- щих водоносные породы.

Водоупорные горизонты представлены глинистыми толщами

(3-й таксон) и водоупорными толщами, сложенными  плотными

породами (4-й и 5-й таксон). Все они могут классифицироваться как ГФС субэндогенного подтипа.

Для водоносных толщ, сложенных плотными трещиноватыми породами, наиболее важной является оценка фильтрационных свойств толщ карбонатных пород в массиве. Еcли в качестве приме- ра рассматривать какую-либо толщу, то наиболее перспективными по водообильности оказываются интервалы с условным сопротивлени- ем 100–300 Ом·м. Меньшие сопротивления (40–100 Ом·м) в боль- шинстве случаев связаны с глинистой кольматацией карбонатных пород, большие (300–1000 Ом·м) характерны для массивных слабо- проницаемых пород.

Водоупорные свойства глинистых толщ ухудшаются в случае обогащения их песчаным материалом, при этом соответственно уве- личивается их электрическое сопротивление. Более информативным показателем, характеризующим водоупорные свойства глинистых толщ в целом, является продольная проводимость. Действительно, чем больше мощность водоупорных пород h и чем ниже их сопро- тивление (т. е. чем беднее они песчанистым материалом), тем хуже проницаемость этих пород и тем выше проводимость, и наоборот. Что касается водоупорных толщ, сложенных плотными непроницае- мыми породами (типичные субэндогенные ГФС), то в настоящее время возможна только качественная оценка их свойств в массиве. Дополнительную характеристику о фильтрационных характеристи- ках можно получить на основе изучения физических параметров раз- реза. Так, снижение электрического сопротивления массивных водо- упоров часто свидетельствуют об усилении трещинноватости, а сле- довательно, и проницаемости пород. Снижение пластовой или граничной скорости и усиление затухания упругих колебаний, зафик- сированных на диаграммах акустического каротажа, также указы- вает на увеличение трещинноватости пород. В качестве водоупоров могут выступать массивные толщи известняков, гипсов, ангидритов, солей и т. п.

На третьем (заключительном) этапе выполняется корреляция разрезов скважин по диаграммам ГИС. Ее целесообразно начинать

с выбора интервалов распространения основных водоносных и водо- упорных горизонтов (т. е. с выделения 1-го и 5-го таксона) в зависи- мости от конкретных гидрогеологических задач и разрешающей способности методов ГИС. В числе анализируемых геофизических параметров используют электрическое сопротивление горных пород, их естественную и вызванную радиоактивность, интервальное время пробега продольной волны и др. При переходе от разрезов с коллек- торами порового типа к разрезам, сложенными коллекторами тре- щинного и трещинно-кавернозного типа, к комплексу ГИС добавля- ется метод ГГК. Весьма эффективно использование интегральных диаграмм стандартного и акустического каротажа.

В качестве примера такого подхода рассмотрим исследова- ния, выполненные для надпродуктивной части разреза Осинского нефтяного месторождения. При построении геоэлектрических раз- резов использовались диаграммы стандартного электрокаротажа в интегральной форме по широтному профилю (рис. 67), что по- зволило стратифицировать геологический разрез по возрасту. Затем по большинству вышеперечисленных скважин было прове- дено литологическое расчленение по диаграммам ГК и НГК, что дало возможность приблизительно оценить фильтрационные свой- ства стратоэлементов и уточнить исходную гидрогеологическую стратификацию.

В результате надпродуктивная часть разреза была подразде- лена на 15 гидрогеологических объектов, отличающихся условия- ми залегания, возрастом, составом пород и типом коллектора. Ка- ждый гидрогеологический объект толщи по величине усредненной проницаемости может быть отнесен к одному из условных гео- фильтрационных таксонов. Установлено, что разрез надпродук- тивной толщи Осинского месторождения, представленный на гид- рогеологических профилях (рис. 68), разделяется слабопроница- емыми толщами на три водопроводящие зоны.

Рис. 68. Фрагмент литологогидрогеологического профиля Осинского месторождения по данным ГИС:

1 – высокопроницаемые (основные водоносные горизонты); 2 – прони- цаемые водоносные; 3 – низкопроницаемые; 4 – слабоводоупорные;

5 – высоководоупорные (основные водоупоры); 6 – нефтяная залежь; I – верхняя гидрогеологическая зона; II – средняя; III – нижняя зона

Верхняя зона распространяется от земной поверхности до кун- гурской толщи включительно, средняя зона – от кровли артинских до подошвы верхнекаменноугольных пород и нижняя зона – от мячков- ских до башкирских отложений включительно. К верхней зоне отнесены четыре объекта: 15-й – четвертичная проницаемая толща, 14-й – верхне- пермская проницаемая толща, 13-й – кунгурско-соликамская низкопро- ницаемая толща, и 12-й объект – кунгурская проницаемая толща.

К средней гидрогеологической зоне относятся породы нижне- пермского возраста, начиная с артинского плохопроницаемого пласта (11-й объект) и позднекаменноугольные отложения. Этот небольшой по мощности, регионально выдержанный горизонт представлен до- ломитами и доломитистыми известняками.

Нижняя зона содержит четыре гидрогеологических объекта: подольско-мячковско-верхнекаменноугольную проницаемую тол- щу (4-й), каширскую хорошопроницаемую (3-й), каширскую про- ницаемую (2-й) и башкирско-верейскую низкопроницаемую толщу (1-й объект), являющийся покрышкой нефтяной залежи.

В результате выполненных исследований к высокопроницае- мым горизонтам (1-й таксон) разреза были отнесены продуктив- ные отложения башкирского яруса, представленные известняками различной степени проницаемости за счет неравномерной глинисто- сти и вторичных процессов кальцитизации и доломитизации. Водо- носный горизонт Бш опробован во многих скважинах месторожде- ния и характеризуется значительным дебитом пластовой воды.

При проходке отложений подольского, каширского и верхней части верейского горизонта встречены относительно обильные водо- проявления. Водоносные горизонты московского яруса (как и баш- кирского) сложены пористыми трещинноватыми известняками и до- ломитами. В связи с более низкими фильтрационными свойствами водоносных пород по сравнению с водоносными породами башкир- ского яруса эти отложения можно отнести к проницаемым (2-й так- сон). В какой-то степени к водонасыщенным толщам 2-го таксона можно отнести также отложения сакмарского яруса.

К низкопроницаемым водоносным горизонтам (3-й таксон) были отнесены элементы разреза, занимающие промежуточное положение относительно водоносных и водоупорных толщ.

К водоупорам 4-го таксона можно отнести слабоводоупорные карбонатные толщи артинского и мячковского горизонтов и верх- него карбона. Они имеют меньшую по сравнению с основными водоупорами мощность и несколько улучшенные фильтрационные свойства.

Основные региональные водоупоры в пределах Осинского месторождения (5-й таксон) сложены либо однородными глини- стыми породами (глины соликамского горизонта и аргиллиты верейского яруса), либо непроницаемыми известняками разной степени доломитизации и доломитами (карбонатные отложения иренского горизонта и башкирского яруса).

На основании вышеизложенного можно сделать вывод о том, что интерпретация материалов ГИС позволяет эффективно провести гидрогеологическую стратификацию разреза и объемное гидрогеоло- гическое картирование на стадиях гидрогеологических исследований, предшествующих прямым фильтрационным определениям.

Следует отметить, что при наличии материалов описания керна и фильтрационных определений (лабораторных, полевых) возможен последовательный переход по схеме «материалы ГИС – литологический состав – пространственная корреляция ГФС».

Выделение региональных флюидоупоров и интервалов захоронения нефтепромысловых стоков в разрезах скважин по данным ГИС. Для развития экономики промышленных районов большое значение имеет проблема удаления сточных вод. Особен- но актуальной задачей является подземное захоронение сточных вод нефтепромыслов и нефтеперерабатывающих предприятий. Знание общих закономерностей движения подземных вод и вели- чин отдельных показателей комплексов пород – необходимое ус- ловие для обоснованного и экономически выгодного выбора места расположения полигонов захоронения промстоков.

Задача гидрогеологических исследований, проводящихся для оценки промстоков и обоснования проектирования полигонов захо- ронения, состоит в следующем: выявление глубоких водоносных комплексов (горизонтов), которые могут служить коллекторами для захоронения промстоков; выявление параметров гидрогеологических условий таких горизонтов, необходимых для проектирования и рас- четов режима эксплуатации полигонов, а также совместимость пла- стовых вод и промстоков.

Гидрогеологическими условиями, благоприятными для захо- ронения сточных вод, являются изолированность поглощающих водоносных горизонтов и отдаленность областей их разгрузки. При выборе поглощающих комплексов в настоящее время все чаще используются данные ГИС наряду с материалами глубокого бурения на нефть и газ. В Пермском Прикамье наиболее перспек- тивным для закачки промстоков является франско-турнейский кар- бонатный комплекс отложений.

После получения объективных представлений о геофильтраци- онном строении разреза изучаемой площади проводят выделение в разрезах скважин интервалов приемистости для подземного захо- ронения промстоков и построение гидродинамической модели закач- ки. Интервалы закачки стоков выбираются на основе получаемых в результате интерпретации данных ГИС геолого-гидрогеологи- ческих показателей. Для обеспечения экологической безопасности также оценивается степень изоляции пористых и проницаемых ре- зервуаров, выбранных для закачки, от региональных флюидоупоров.

В условиях отсутствия прямых определений фильтрационных параметров водоносных горизонтов их оценка осуществляется пу- тем определения пористости по материалам ГИС с последующим расчетом проницаемости.

Интерпретация диаграмм ГИС (в основном использовались по- казания стандартного каротажа двухметровым зондом А2.0М0.5N с записью кривой потенциалов собственной поляризации ПС и диа-

грамм радиоактивного каротажа ГК и НГК, записанные в масштабе 1:500 по всему стволу скважины) осуществлялась в следующем интервале: кровля радаевского горизонта – подошва тиманской тер- ригенной пачки. Возможность закачки промстоков определялась наличием в глубоких горизонтах разреза скважин интервалов по- ристых и достаточно проницаемых пород и изолирующих их флюи- доупоров.

Экспертная оценка ФЕС интервалов, предназначенных для закачки стоков (с последующей экстраинтерполяцией) по резуль- татам обработки материалов ГИС [55] сводилась к выделению пла- стов-коллекторов (с определением характера их насыщения, по- ристости и проницаемости), определению границ водоупоров, их толщин и литологического состава и к построению схемы корре- ляции по исследуемым скважинам.

Выделение пластов-коллекторов проводилось по комплексу ГИС по общепринятой методике, а при определении пористости K _п продуктивных пород использовалась петрофизическая зависи- мость ∆ J_{n γ} = f (K _п^керн), построенная для турнейских карбонатных отложений, которая характеризуется высокой теснотой связи (ко- эффициент корреляции R = 0,86) и имеет следующий аналитиче- ский вид: K _п = –10,766 ln∆ J _nγ + 0,247.

Для определения K _п использовалась вышеприведенная зави- симость между показаниями двойного разностного параметра ∆ I_{n γ} и значениями пористости K _п, определенными по керну в лабора- торных условиях.

Для определения проницаемости K _пр пластов-коллекторов была использована зависимость K _п = f (K _пр) между пористостью и проницаемостью с R ² = 0,8536, полученная в результате керно- вых исследований в лабораторных условиях для отложений тур- нейско-фаменского возраста и имеющая следующее аналитиче- ское выражение: K _пр = 3×10^-7 K _п ^6,8955. Пример расчета представлен в табл. 5.

Таблица 5