Оценка фильтрационных свойств нижнепалеозойских карбонатных пород на основе их литогенетической типизации по данным расширенного комплекса геолого-геофизических исследований (на примере месторождений вала Гамбурцева)

Глава 3. Фактический геолого-геофизический материал.

В третьей главе рассмотрен весь фактический геолого-геофизический материал, имеющийся по скважинам месторождений вала Гамбурцева: данные исследования керна, данные стандартных и специальных методов ГИС. Приведем некоторые результаты, важные в свете решаемых в диссертации задач.

Основной недостаток имеющегося кернового материала состоит в том, что по большинству скважин он характеризуется низким выносом. Даже в скважинах с полным выносом керна пористые и кавернозные породы чаще всего рассыпаются при бурении, подъеме из скважины, или при выпиловке образца. Поэтому керн преимущественно представлен плотными разностями, а фильтрационно-емкостные свойства нефтенасыщенных пород характеризуются низкой освещенностью керном и могут иметь заниженные значения. Указанная ситуация осложняется тем, что для нижнепалеозойских пород Тимано-Печорской провинции характерна высокая степень неоднородности распределения фильтрационно-емкостных свойств по разрезу и сложная структура порового пространства, включающего поры, каверны и трещины. Все это приводит к тому, что на сопоставлениях проницаемости с пористостью наблюдается полное отсутствие связи. Как уже отмечалось, для уточнения зависимости Кпр=f(Кп) многими исследователями предпринимаются попытки кластеризации пород по различным признакам. Однако в данном разрезе провести классификацию пород, которая выявляла бы их фильтрационные особенности, каким-либо стандартным способом оказалось малоэффективно. Так, метод разделения пород по литологическому составу не эффективен, поскольку по результатам исследований образцов керна и данным их макроописания установлено, что в данном разрезе высокопористые породы-коллекторы, представляющие интерес для изучения, приурочены только к доломитам. Использование в качестве критерия классификации пород вала Гамбурцева типа порового пространства также не нашло практического применения. Автором было показано, что наиболее эффективным оказалось разделение пород по различным зонам осадконакопления, которое выявляет существование собственных корреляционных зависимостей Кпр=f(Кп) для каждого литогенетического типа с достаточно высокими коэффициентами корреляции (рис. 1).

Рис. 1. Сопоставление проницаемости с пористостью для различных литогенетических типов

Рассмотрим подробнее сопоставления для разных фациальных зон. Вид зависимости Кпр=f(Кп) для пород мелкой сублиторали, указывает на возможное наличие микротрещиноватости и вторичных пустот выщелачивания, что характерно для пород этого типа и обусловлено их хорошей седиментационной емкостью, приуроченной к материалу выполнения ходов илоедов. Данные, соответствующие породам, образованным в условиях литорали с низким гидродинамическим режимом (нижняя литораль), <распадаются> на две группы. Зависимость для одной из них аналогична породам мелкой сублиторали, но характеризуется меньшими значениями пористости, что позволяет отнести образцы этой группы к уплотненным трещиноватым породам. Вторая группа характеризуется как низкой пористостью, так и практически нулевой проницаемостью. Для сопоставления пористости с проницаемостью для отложений верхней литорали характерен максимальный коэффициент корреляции. Это обусловлено преимущественно межзерновым строением порового пространства, чему способствовала высокая энергетика вод данной зоны осадконакопления. Тот факт, что зависимость для супралиторальных отложений располагается <выше> по Кпр, чем предыдущие зоны, говорит о существенном влиянии микротрещиноватости на их фильтрационные свойства, что, как известно, характерно для тонкослоистых пород супралиторали.

Следует отметить, что различия проницаемостей разных типов пород при одних и тех же значениях коэффициента пористости могут достигать более двух порядков, что говорит о необходимости учета генетической принадлежности пород. Однако достоверное разделение пород по зонам осадконакопления возможно только в скважинах с полным выносом керна. Поэтому для применения описанного подхода в скважинах, неохарактеризованных керновым материалом, необходимо установление связи литогенетической характеристики пород с данными комплекса ГИС.

Во второй части третьей главы приведен анализ геофизического материала, имеющегося по скважинам вала Гамбурцева. Установлено, что на информативность кривых ГИС и их качество влияют как сложность изучаемого разреза, так и неблагоприятные условия проведения каротажа. Поэтому из многих методов каротажа наиболее приемлемыми в условиях изучаемого разреза для обработки и интерпретации являются гамма-каротаж (ГК), нейтронный (НК), боковой (БК), плотностной (ГГКп) и акустический (АК) каротажи. При разработке методики литогенетической типизации разреза нами использовались именно эти геофизические исследования.

Приведенный комплекс ГИС позволил решить задачи корреляции пластов, выделения коллекторов и определения их емкостных свойств. Сопоставление значений пористости, определенных различными методами ГИС, с керновыми данными дает право говорить об удовлетворительной точности полученных по данным ГИС оценок.

Особое значение для изучения карбонатных коллекторов имеют исследования специальным методом ГИС - пластовым электрическим микросканером (FMI), проведенные на месторождениях вала Гамбурцева. Применение данного метода основано на измерении удельного электрического сопротивления стенки скважины. Пластовый электрический микросканер представляет собой комплекс из 192 токовых электродов малого размера, за счет чего метод обладает высокой вертикальной разрешающей способностью. Кривые удельного электрического сопротивления горных пород, зарегистрированные в прискважинной зоне, обрабатываются и представляются в виде цветовых образов (имиджей) - статического (отражает интегральные изменения пород) и динамического (детальные изменения). Чем больше удельное сопротивление породы, тем светлее изображение на имидже. Анализ данных пластового микроимиджера дает возможность получить информацию о параметрах трещиноватости, вторичной пористости, истинных эффективных толщинах в условиях тонкослоистого разреза, о структурных и седиментологических особенностях, направлениях стрессов и т.д.

Широкие возможности изучения сложнопостроенных коллекторов по данным микросканера обусловлены тем, что электрический образ стенки скважины дает картину, сходную с фотографиями колонок керна, отображает структурно-текстурные особенности породы. Сопоставления имиджей, полученных пластовым микросканером на месторождениях Тимано-Печорской провинции, с фотографиями колонок керна показал их хорошее соответствие друг другу (рис.2). Поэтому в основу предлагаемой автором методики литогенетической типизации разреза были положены данные FMI.

Рис. 2. Сопоставление керна с данными FMI

Как известно, наряду с седиментационным фактором формирования пустотного пространства не менее важно изучение влияния наложенных процессов, одним из которых является трещинообразование. В третьей главе приводится анализ параметров трещиноватости на месторождениях вала Гамбурцева по данным пластового электрического микросканера [2]. Наиболее интересный результат был получен при изучении направления трещин. По данным FMI в каждой скважине Хасырейского месторождения были построены гистограммы распределения направления трещин (рис. 3). Статистический анализ данных показал, что преимущественное направление трещин в большинстве скважин - субмеридиональное. Такое направление трещин соответствует направлению тектонических нарушений и подтверждается данными разработки Хасырейского месторождения. На основе анализа информации о работе скважин было выявлено, что после начала закачки воды в нагнетательные скважины происходит преждевременный прорыв воды к добывающим скважинам, расположенным к северу и югу (рис. 3 а, б). Стоит отметить, что информацию о преимущественном направлении трещин можно использовать для планирования или корректировки системы разработки месторождения.

Рис. 3. Карта Хасырейского месторождения с диаграммами направленности трещин а) участок нагнетательной скважины 5103, б) 5106