Главная отличительная особенность карбонатных отложений по сравнению с терригенными - наличие нескольких структурно-генетических типов пород со множеством разновидностей и взаимопереходных разностей. Карбонаты различаются структурой, цементацией, размерами пор и поровых каналов, характером их распределения в породе.

Известняки турнейского яруса нефтяных месторождений Татарии представлены в основном четырьмя генетическими типами пород: фораминиферово-детритовым, шламово-детритовым, сгустково-детритовым и комковатым. Наилучшими коллекторскими свойствами, как правило, обладают сгустково-детритовые и комковатые известняки. Многообразие типов пород и их переходных разностей обусловливает большую послойную и зональную неоднородность карбонатов по разрезу, литологическую прерывистость отдельных прослоев, упруго-механические и емкостно-фильтрационные свойства, на которые влияет трещиноватость.

Анализ керна показывает наличие микро- и макротрещин в карбонатах турнейского яруса. Густота макротрещин в породах местами достигает 150 1/м, трещиноватость возрастает вниз по разрезу, ориентация трещин субвертикальная. Отмечаются трещины как эффективные, так и залеченные, протяженность их по керну оценить невозможно. Микротрещины имеют низкую проницаемость (1- 15) • 10^-9 мкм². При определении пористости и проницаемости образцов керна влияние трещин не зафиксировано.

Однако трудно предположить, что в большом массиве карбонатов наличие любой системы трещин не будет влиять в первую очередь на проницаемость среды. Вполне очевидно, что ответ на этот вопрос могут дать гидродинамические исследования скважин.

Фонд добывающих скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы, на месторождениях Татарии пока небольшой (около 200). Все они оборудованы глубинными насосами, в связи с чем объем гидродинамических исследований невелик. Поэтому были использованы данные, полученные при опробовании скважин. Для анализа выбирались те скважины, которые охарактеризованы керном, достаточным для достоверной оценки средних значений пористости и проницаемости, и по которым проведены исследования методами гидродинамики (см. таблицу). В большинстве случаев эффективные прослои имеют низкую проницаемость по керну. Однако даже при проницаемости (0,3-1) *10^-9 мкм² начальные дебиты нефти составили до 16,7 т/сут. Вероятно, это следствие трещиноватости. Для проверки были сопоставлены результаты по проницаемости, полученные при исследовании керна и при обработке кривых восстановления давления (КВД) при неустановившихся режимах эксплуатации скважин.

КВД характеризуют общую проницаемость коллектора значительно удаленной от скважины зоны пласта, где этот параметр после применения искусственных методов воздействия (солянокислотные обработки) изменяется меньше, чем в призабойной зоне скважин. Из таблицы следует, что в среднем проницаемость по КВД в 9-10 раз, а трещинная в 8-9 раз выше проницаемости по керну.

Взаимосвязь трещиноватости и генетических типов пород установить затруднительно из-за часто чередующихся типов пород по разрезу и значительных по толщине интервалов опробования. Однако сопоставление проницаемости, определенной гидродинамическим способом, с керновой (рис. 1) показывает, что трещиноватость значительно (в 10 раз и более) увеличивает общую проницаемость пород при проницаемости по керну менее 100 • 10 ^-9 мкм²; при проницаемости карбонатов по керну более 100*10^-9 мкм² влияние трещиноватости несущественно, т. е. в коллекторах со сравнительно хорошими емкостно-фильтрационными свойствами (это преимущественно сгустково-детритовые и комковатые известняки) влияние трещиноватости значительно меньше, чем в более плотных разностях. Распределение проницаемости, установленной по керну и данным гидродинамики, для одних и тех же интервалов разреза турнейских отложений (рис. 2) соответствует логарифмически нормальному закону, по имеет существенно различные параметры: по результатам гидродинамики коллектор более однороден, чем по данным керна, - вариация значений проницаемости составляет 30% (112% по керну), дисперсия 0,41 (0,61 по керну) при средней проницаемости 130*10^-9 мкм² (5*10^-9 мкм² по керну).

Из приведенных данных можно заключить, что фильтрация жидкости (нефть, вода) в карбонатах происходит только по наиболее проницаемым прослоям, в результате чего по гидродинамическим методам исследования проницаемость существенно превышает среднюю по керну, или общую, проницаемость пород, значительно увеличивая их трещиноватость. Единичные исследования глубинными измерителями потока показывают, что в “работе” участвует 50-55 % от общей толщины вскрытых интервалов разреза. Из распределения проницаемости по керну (см. рис. 2. прямая 1) следует, что прослои с проницаемостью более 50Х10^-9 мкм² составляют менее 10%, т. е. участие в фильтрации только высокопроницаемых прослоев не может в 10 раз увеличить общую проницаемость среды; это можно объяснить лишь влиянием трещин.

Таким образом, при изучении карбонатов турнейского яруса нефтяных месторождений Татарии по керну исследуется матрица породы или межтрещинные блоки. Для оценки трещиноватости по керну необходимо переходить к исследованию больших образцов, существенно превышающих по размерам межтрещинные блоки породы. Получаемую в настоящее время характеристику коллекторов по керну можно применять при подсчете запасов, так как оценка емкости пород достаточно достоверна. Однако использование керновой проницаемости в гидродинамических расчетах при проектировании процессов разработки может привести к существенным погрешностям, особенно при обосновании метода воздействия на залежь нефти. Для учета степени влияния трещиноватости на проницаемость карбонатов необходимо широкое использование результатов исследования скважин и пластов гидродинамическими методами. Именно из-за недостатка этой информации (100% добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом) ни по одной из залежей нефти сегодня невозможно составить представление о “розе трещиноватости” в пласте, что серьезно мешает выбору действенной системы расположения нагнетательных скважин.

Таблица

Параметры распределения: