Геофизические методы иследования скважин

 ВВЕДЕНИЕ

 

Основной этап разведки месторождений большинства полезных ископаемых бурение скважин. При помощи скважин производится и эксплуатация месторождений таких полезных ископаемых, как нефть, газ, вода, каменная соль.

При бурении каждой скважины необходимо изучить ее геологический разрез: определить последовательность залегания и литолого-петрографичес-кую характеристику вскрытых пород, выявить наличие в них полезных ископа-емых и оценить их содержание. Для этого в процессе бурения отбирают образ-цы разбуриваемых пород (керн) и выносимые буровым раствором обломки пород (шлам); в нефтяных, газовых гидрогеологических скважинах также проводят пробные испытания пластов. Однако получаемые при этом материалы не дают полного представления о геологическом разрезе.

При отборе керна свойства породы и насыщающей ее жидкости несколько изменяются. Часть образцов во время разбуривания или последующего пере-мещения разрушается и не выносится на поверхность (неполный вынос керна). Процент выноса керна из наиболее интересующих нас пористых пластов часто бывает очень малым. В то же время отбор керна существенно усложняет процесс бурения и приводит к увеличению времени проходки. Поэтому стре-мятся максимально сократить отбор керна. Пробные испытания также отни-мают много времени.

Трудности, связанные с получением керна, изучением по нему и по другим геологическим материалам разрезов скважин и определением содержания полезных ископаемых во вскрытых породах, привели к созданию геофизических и геохимических методов исследования скважин получили название каротажа.

Каротаж заключается в измерении вдоль ствола скважины при помощи специальной установки (зонда) или другим способом какой-либо физической или химической величины, характеризующей свойства горных пород. Поэтому по его результатам можно получить представление о том, какие породы пройдены скважиной и каковы их особенности. В зависимости от изучаемых физических или химических свойств пород различают следующие виды каротажа: электри-ческий, радиоактивный, акустический, магнитный, газовый, механический и др.

Данные каротажа оказывают существенную помощь в оценке характера пройденных скважиной пород и последовательности их залегания, позволяют обнаруживать полезные ископаемые (нефть, газ, уголь, руды, минеральное сырье). 

Электрический каротаж состоит в основном из двух модификаций: метода сопротивлений и метода самопроизвольно возникающего электрического поля. Основными видами каротажа по методу сопротивления являются каротаж нефокусированными (обычными) зондами. Сущность электрического каротажа заключается в проведении измерений, показывающих измерения вдоль скважины кажущегося удельного сопротивления (КС) пород и естественных потенциалов (ПС) для изучения геологического разреза скважины. Результаты измерений изображаются в виде кривых  изменения  параметров КС и ПС вдоль ствола скважины. 

Радиоактивные методы - это совокупность геофизических методов бескерновой геологической документации разрезов скважин, основанных на использовании естественных и искусственных радиоактивных излучений и на изучении ядерных свойств горных пород. Радиоактивными методами в скважинах исследуют естественное гамма-поле и искусственные гамма-поля или нейтрон-ные поля, создаваемые стационарными или импульсивными источниками радио-активных излучений. По естественным радиоактивным излучениям изучается естественная радиоактивность горных пород, по искусственным - характер и интенсивность взаимодействия нейтронного излучения и гамма-излучения с горными породами, их способность сорбировать из активированного раствора ионы радиоактивных изотопов или других элементов с аномальными ядерными свойствами.

По виду первичного радиоактивного излучения все радиоактивные методы подразделяются на две большие группы: гамма-методы и нейтронные методы. В первую группу входят методы естественного гамма-поля и искусственного стационарного или переменного гамма-поля (ИГГМ). Нейтронные методы изуча-ют искусственные нейтронные поля и по частоте возмущающего поля и методы переменного нейтронного поля.

Целесообразность применения каждого метода и его модификации выте-кает из конкретных решаемых геологических задач и геологических особен-ностей месторождения.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

1.1 Физико-географический  очерк района

 

Район Туймазинского нефтяного месторождения представляет собой хол-мистую равнину, расчлененную речной и овражной сетью на отдельные гряды. Водораздельные пространства имеют форму плато и спускаются к речным долинам уступами в виде террас. Эти террасы особенно отчетливо выражены на северных склонах водоразделов. Склоны гряд и отдельных высот, обращенные на юг и юго-запад, крутые на север и северо-восток пологие.

Максимальные абсолютные отметки рельефа наблюдаются в центральной части района (правобережье р. Ик) и равны 340, 350м.

В северо-восточном и юго-западном направлениях наблюдается плавное понижение абсолютных отметок соответственно до 165 и 300м. Минимальные абсолютные отметки, характеризующие долины рек, равны 100м (р. Ик) и 102,5м (р. Дымка). Таким образом, общая амплитуда колебаний рельефа в пределах района составляет величину в 250м.

Основной водной артерией района является р. Ик, протекающая с юга на север она имеет широкую и глубокую долину с плоским дном. Долина р. Ик становится особенно широкой в местах впадения в нее притоков, где ширина ее доходит до 7-8км. Долина р. Ик обладает явно выраженной меридиальной ассиметрией с крутым и высоким восточным склоном и более пологим западным.

Река Ик имеет ряд небольших притоков. Из которых заслуживает упоминания р. Дымка, протекающая в юго-западной части района в северо-западном направлении.

Притоки р. Ик имеют широкие и глубокие асимметричные долины, ориен-тированные в направлении, близком к широтному. Северные склоны их, обращены на юг, обычно круты и обнажены, а южные, обращенные на север пологи, залесены и почти совершенно лишены обнажений.

Прирусловые части долин нередко заболочены. В правобережье р. Ик широким развитием пользуются карстовые явления, обязанные своим происхож-дением неглубокому залеганию кунгурских гипсов. Отдельные неглубокие блюд-цеобразные часто задернованные или заполненные водой воронки наблюдаются почти вдоль долины р. Ик и устьевых частей ее притоков.

 

1.2 История изучения  района

 

Детальное изучение геологического строения Туймазинского района было начато в 1934 г. по рекомендации К. Р. Чепикова и Е. И. Тихвинской. Специальная структурно-геологическая партия под руководством геолога П. С. Чернова провели геологическую съемку в масштабе 1:50000. Работами этой партии по кровле спириферового подъяруса Казанских отложений выявлена обширная пологая брахиантиклинальная складка северо-восточного простирания, названная Муллинской. Северо-западное крыло складки пологое с углами падения не более 1 град., а более крутое до 2 град. 30 минут. Размер структуры 120м2.

П. С. Чернова дал положительную оценку структуре и рекомендовал ввести ее в разведку, предполагая обнаружение нефти под Кунгурскими отложениями.

С осени 1934 г. начали крелиусное бурение скважин глубиной 350м, что обеспечивало вскрытие кровли артинских отложений. Одновременно были начаты геофизические исследования района с применением электроразведки и магнитометрии.

Крелиусные скважины выявили обильные нефтепроявления в оолитовых известняках кунгура, были получены притоки метанового газа из верхней части артинских отложений.

Хотя притока нефти из кунгурских известняков не было получено, выя-вленные газонефтепроявления значительно повысили интерес к Туймазинскому району.

На основании данных геологической съемки и электроразведки, структур-ного крелиусного бурения, выявившего строения структуры по кровле артин-ских отложений, в августе 1936 г. на Туймазинской структуре начато бурение трех поисковых скважин с целью разведки нефтеносности каменноугольных отложений.

9.05.1937 г. скважина  №1 на глубине 1108м вскрыла насыщенные  нефтью песчаники угленосной свиты. Скважина фонтанным способом давала до 50 т/сут нефти. Обе другие скважины также вскрывали нефтенасыщенные песчаники. Расположены они были треугольником с расстоянием 6-7км. Была установлена огромная толща нефтеносности, при этом структура по верхним горизонтам артинских хорошо совпадала со структурой выявленного нефтяного пласта.

Вопрос о разведке более глубоких горизонтов был впервые поставлен геологом И. В. Бочковым. В 1938 г. скважину №148 решили углубить до девона, попытки не увенчались успехом. При глубине 1500м скважина по техническим причинам была остановлена бурением, обнаружив признаки нефти в фаменском ярусе. При опробовании получили приток воды с пленкой нефти. Однако эта скважина имела большое значение - наличие хороших коллекторов в девоне послужило поводом к возобновлению разведки девона на Туймазинской площади.

Начатая бурением в конце 1941 г. скважина №1 2 также по техническим причинам на доведена до проектной глубины.

И только в сентябре 1944 г. разведочная скважина №100 вскрыла девонс-кие отложения. На глубине 1750м были вскрыты два пласта нефтенасыщенных песчаников. При опробовании нижнего пласта Д-П получен мощный фонтан нефти до 250 м3/сут.

В1940 г. на соседней Ардатовской площади скважина №2 вскрыла в отло-жениях верхнего девона пачку аргиллитов и песчаников, в кровле насыщенных нефтью.

С целью скорейшего получения новых данных о строении пластов и размерах залежей в первые годы широко практиковалось углубление скважин, пробуренных на карбон. Это дало значительный выигрыш во времени. Способствовало быстрому оконтуриванию девонских залежей и совпадение структурного плана района.

Имеющиеся данные о строении месторождения позволили в 1945-1946 годах произвести подсчет запасов и составить генеральную схему разработки.

В процессе оконтуривания месторождения были выявлены Александровское поднятие, являющееся продолжением Туймазинской складки на юго-восточном крыле - Октябрьское, Верхне-Заитовское и Южно-Муллинское поднятия.

Трестом «Туймазанефть» в 1946 г. открыто Бавлинское месторождение, в 1949 г. - Серафимовское, которые потом выделились в самостоятельные НПУ.

 

1.3 Стратиграфия и литология

 

На Туймазинском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноу-гольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фунда-мента.

 

Докембрий

 

Отложения кристаллического фундамента представлены биотитовыми гнейсами, грандиоритами и гранитами.

На биотитовых гнейсах кристаллического фундамента несогласно залегают аргиллиты зеленовато-серые гидрослюдистые и переслаивающие с кварцево-полевошпатовыми алевролитами с редкими прослоями песчаников кварцево-полевошпатовых и полимиктовых зеленовато-серых.

Мощность от 0 до 40 м.

 

Перерыв и размыв

 

Девонская система Д

 

Девонские отложения залегают на размытой поверхности отложений верхнебавлинской серии, а местами непосредственно на породах фундамента.

Средний отдел Д2

Эйфильский ярус Д2ef

Кальцевой горизонт - сложен песчаниками кварцевыми серыми неравно-мернозернистыми (пласт Д4), алевролитами и аргиллитами с остатками растений и спор.

Мощность от 0 до 10 м.

Бийский горизонт - представлен в основном известняками. «Нижний известняк» с редкими прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов глинистых и известковистых. В верхней части известняками обогащаются глинистым материалом и переходит в мергель и известковистый аргиллит.

Мощность от 10 до 15 м.

Живетский ярус Д2 gv

Воробьевский горизонт - слагается аргиллитами серыми пиритизи-рованными с маломощным прослоем алевролито песчаных пород в основании. Развит, в основном, на крыльях структуры и на Александровской площади.

Мощность горизонта не превышает 4-8 м.

Старооскольский горизонт - сложен песчаниками кварцевыми светло-серыми неравномерно-зернистыми и мелкозернистыми (пласт Д4 и Д3), разделенными пачкой аргиллито-алевролитовых пород мощностью 4-8 м.

Разрез горизонта венчается пачкой карбонатных пород (репер «средний известняк» мощностью 2-6 м.

Общая мощность старооскольского горизонта 25-37 м.

Муллинский горизонт - обычно в основании его прослеживаются аргиллиты с маломощными прослоями глинистых алевролитов. Большую часть разрезе муллинского горизонта слагает песчано-алевролитовая пачка (пласт Д3).

Песчаники кварцевые мелкозернистые. В ряде случаев они, как по прости-ранию, так и по разрезу, замещаются частично или полностью алевролито-аргиллитовыми породами.

Выше залегают слой «черный известняк», мощностью 0-1,5 м.

Обнаружены остатками Altypa ronata, комплекс остракод «черный извес-тняк».

Общая мощность муллинского горизонта 25-30 м.

Верхний отдел Д3

Франский ярус Д3f

Пашийский горизонт - в основании разреза прослеживается пачка аргил-литов с прослоями алевролитов (нижняя, алевролито-аргиллитовая пачка) мощ-ностью 0-10 м.

Выше залегает пачка песчаников светло-серых (водоносных) или темно-бурых (нефтеносных) кварцевых мелкозернистых, местами глинистых, пласт Д1. На коротких расстояниях песчаники частично, а иногда и полностью, замещаются алевролитами и аргиллитами (средняя преимущественно песчаная пачка). Мощность пачки от 5 до 25,5 м. Эта пачка прикрывается аргиллито-алевролитовыми породами с мизовидно-залегающими прослоями песчаников (верхняя пачка) мощностью от 2 до 30,5 м.

Разрез пашийского горизонта венчается карбонатным пластом - репер «верхний известняк». Общая мощность горизонта 25-35 м.

Споры 14 комплекса Наумовой, Брахноподы.

Кыновский горизонт - представлен толщей чередующихся глинистых и карбонатных пород. В кровле его залегает аргиллито-алевролитовая пачка. Мощность горизонта 18-33 м.