К оглавлению

УДК 550.832

Типы пористости сложных карбонатных коллекторов по результатам петрофизических исследований

О.Е. РЫСКАЛЬ, В.Ф. МАЛИНИН, Р.Т. АХМЕТОВ (ВНИИГИС)

С целью разделения по типу пористости сложных карбонатных коллекторов Беркутовской газоносной зоны Мраковской депрессии Предуральского прогиба проведены петрофизические исследования образцов пород. Продуктивные каменноугольные отложения газоконденсатных месторождений представлены толщей известково-доломитовых пород. Основная эффективная емкость связана со вторичными пустотами выщелачивания и трещиноватостью. Первичная пористость эффективна лишь в некоторых разностях доломитов и доломитизированных известняков. Указанные особенности пород обусловлены влиянием регионального дизъюнктивного нарушения, способствующего, с одной стороны, уплотнению и метаморфизации осадков, а с другой - интенсивному развитию трещиноватости и связанной с ней вторичной пустотности, улучшающей коллекторские свойства пород.

Изучение коллекторов с вторичной пористостью и разделение их по типу пористости - важная задача, определяющая возможность выявления основных запасов газоконденсатных месторождений и установления гидродинамической связи между отдельными пористыми участками в пределах продуктивной части разреза.

Для обоснования граничных значений пористости, позволяющих разделить коллекторы по типу пористости, проведены петрофизические исследования, устанавливающие связь между изменением пористости и связанными с ней проницаемостью (Кпр), остаточной водонасыщенностью (Кв.о), относительным сопротивлением , интервальным временем распространения упругих волн .

По характеру петрофизических свойств исследованные образцы горных пород могут быть разделены на два типа. К первому относятся породы пористостью 2-3 %, ко второму - с большей пористостью. Для пород первого типа характерно наличие трещиноватости, относительно пониженное значение удельного электрического сопротивления (УЭС), большой диапазон изменения интервального времени продольной волны и коэффициента проницаемости. Породы второго типа менее трещиноваты и отличаются наличием пустот вторичного происхождения - пор и каверн с признаками растворения, выщелачивания, с большим диапазоном изменения пористости и более тесной связью между пористостью и другими емкостными параметрами.

График зависимости Кв.о=f(Кп), где Кп - пористость пород, иллюстрирует большое разнообразие коллекторских свойств пород (рис. 1, а).

Приведенные данные показывают, что при низких значениях пористости (Кп<2-3 %) выделяются две группы пород. Первая - это плотные образцы пород с высокими значениями Кв.о>80 %. Вторая - трещинные коллекторы, для которых Кв.о меняется от 40 до 80 %. Связь между параметрами Кв.о и Кп для этих групп коллекторов отсутствует. Разброс показаний вызван влиянием трещиноватости.

Для образцов пород пористостью, превышающей 2-3 %, наблюдается криволинейная зависимость Кв.о=f(Кп). Причем в диапазоне пористости примерно до 6 % отмечается крутой спад Кв.о, а затем кривая выполаживается. Характер этой кривой объясняется подключением к непроницаемой матрице каверн вторичной пористости и увеличением межзерновой пористости породы . Отход отдельных точек вниз от усредняющей кривой объясняется дополнительным влиянием трещиноватости.

Для породы с учетом межзерновой и вторичной пористости Кв.о можно определить по следующей формуле:

где  и  - пористость и остаточная водонасыщенность матрицы породы соответственно; - остаточная водонасыщенность вторичных пор и каверн породы.

Предполагая, что в порово-трещинных коллекторах работающими являются лишь вторичные пустоты, т. е.  =0 и=1, имеем

Величину  можно определить по тангенсу угла наклона линии Кв.о = f(), представленной на рис. 1, б. В соответствии с этим, для каменноугольных отложений Беркутовской площади в среднем равно 2,5 %. Это значение принято за нижнее граничное значение трещинных коллекторов.

Возрастание  можно проследить по отклонению реальной усредняющей кривой зависимости Кв.о=fКп) для поровых и порово-трещинных коллекторов от расчетной Кв.о=f(Кп), предполагающей пористость матрицы пород неэффективной.

Верхнее граничное значение Кп для поровых коллекторов выбрано равным 6 %, Кв.о менее 30 %, фильтрация флюидов осуществляется полностью за счет поровой системы.

Подтверждением верхнего граничного значения пористости для порово-трещинных коллекторов, установленного по Кп=f(Кв.о), является зависимость проницаемости от эффективной пористости (рис. 2). По Кпр=f() видно, что к проницаемым можно отнести породы с пористостью, превышающей 2,5 %.

Наглядно различие свойств пород с разной структурой порового пространства иллюстрирует график на рис. 3. Измерения выполнены в атмосферных и близких к пластовым условиях. Отмечается различное влияние термобарического воздействия на образцы с разной структурой порового пространства. Наиболее сильный эффект пластового давления отмечается для трещинных коллекторов, причем взаимосвязь параметров при этом ослабляется. Это можно объяснить различной степенью трещиноватости и раскрытости трещин в образцах пород. Влияние давления на поровую систему проявляется в меньшей степени, соответственно и характер зависимости параметров меняется незначительно. Граничное значение для трещинных и группы порово-трещинных и поровых коллекторов четко отмечается на уровне 2-3 %.

По результатам проведенных исследований в поровых и порово-трещинных коллекторах отмечается сходная структура порового пространства, что отражается на тесной взаимосвязи исследуемых параметров для этих групп коллекторов. На графике зависимости  сходство структуры порового пространства для этих групп коллекторов обусловливает равномерное увеличение УЭС по мере уменьшения пористости во всем диапазоне.

Суммарное воздействие поровой и кавернозной пористости пород на физические параметры подтверждается тесной связью открытой пористости с исследуемыми параметрами и снижением коэффициента корреляции при исключении из суммарной пористости доли кавернозной составляющей. Примером являются графики зависимости параметра  от общей (), поровой () и кавернозной () составляющих пористости (рис. 4).

Результаты проведенных петрофизических исследований характеризуют структуру порового пространства карбонатных пород Беркутовской зоны как сложную и неоднородную по своему строению. Наиболее четко на всех графиках петрофизических зависимостей выделяется группа трещинных коллекторов, пористость и проницаемость которых создается за счет трещин при неэффективной пористости матрицы породы, нижнее граничное значение которой определено равным 2,5 %. Группы порово-трещинных и поровых коллекторов разделяются по зависимости Кв.о от пористости пород. По микро- и макроописанию вторичная пористость порово-трещинных коллекторов обусловлена микро- и мелкокавернозностью и микротрещиноватостью, влияющих на фильтрационные свойства пород. Однако, как выяснено, структура кавернозно-трещинных пород по своему влиянию на такие петрофизические параметры, как УЭС и DТ аналогична структуре поровых коллекторов. На диаграммах геофизических методов разделение этих групп коллекторов возможно лишь по граничному значению пористости, принятому равным 6 %. Необходимость разделения этих групп коллекторов обусловливается различными значениями Кв.о, учитывающимися при оценке насыщенности.

Таким образом, выделение разных групп коллекторов по данным ГИС возможно с использованием рекомендуемых граничных значений пористости при наличии проникновения фильтрата бурового раствора в пласт.

Рис. 1. Графики зависимости остаточной водонасыщенности  от пористости Кп (а) и величины, обратной пористости  карбонатных пород (б).

1 - плотные непроницаемые породы, 2 - трещинные коллекторы: 3 - порово-трещинные и поровые коллекторы; 4 - усредненная кривая для порово-трещинных и поровых коллекторов; 5 - расчетная кривая для условия =0, =1

Рис. 2. Графики зависимости проницаемости Кпр от открытой  (а) и эффективной  (б) пористости.

Данные: 1 - 1980 г., 2 - 1984 г.

Рис. 3. Графики зависимости относительного сопротивления  от пористости в атмосферных (а) и близких к пластовым условиям (б).

Данные: 1 - 1980 г., 2 - 1984 г.; 3 - нижнекаменноугольные породы

Рис. 4. Графики зависимости интервального времени от суммарной  (а), доли поровой  (б) н кавернозной  (в) пористости