К оглавлению

УДК 550.822.3:[552+53] (479.22)

Морфология порового пространства и фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов и флюидоупоров Притбилисского района

М.Э. ГРИНБЕРГ (Грузнефтегеофизика), Г.В. ЦИЦИШВИЛИ, Д.Н. БАРНАБИШВИЛИ (ИФОХ АН ГССР)

Структурные особенности горных пород - один из главных факторов, определяющих изменчивость их физических свойств. Паровая структура пород, в частности, определяет их проницаемость, количество связанной воды, насыщенность пород флюидами и газонефтеотдачу пластов. Все это обусловливает необходимость изучения морфологии порового пространства пород в комплексе с их фильтрационно-емкостными свойствами для правильной оценки запасов нефти и газа и выбора рационального метода разработки месторождения.

Детальный петрофизический анализ изменений физических свойств пород среднего и верхнего эоцена по кернам скважин Притбилисского нефтяного района позволил авторам выделить наиболее представительные в разрезе типы пород [2] и дать характеристику их фильтрационно-емкостным свойствам.

В верхнем эоцене доминируют глины, в основном гидрослюдисто-монтмориллонитовые с различной примесью карбонатного материала, открытая пористость которых (по керосину) варьирует от 14 до 20 %, а газопроницаемость - от 0,001*10^-15 до 0,024*10^-15 м². Подчиненное значение имеют песчаники и алевролиты с пористостью 7- 14 %, которые, однако, ввиду низких значений эффективной пористости (не более 0,7 %) и проницаемости (0,002*10^-15-0,16*10^-15 м²) относятся по принятым классификациям [3] к гранулярным коллекторам VI класса и при отсутствии трещиноватости не представляют интереса.

В нефтегазоносной осадочно-вулканогенной толще среднего эоцена выделяются следующие петрофизические группы пород. Наиболее распространены как в разрезе, так и по площади андезитовые туфы и туффиты, которые, несмотря на широкий диапазон структурных разновидностей (от пелитовых до гравелитовых), по комплексу петрофизических параметров, в первую очередь фильтрационно-емкостных и упруго-плотностных, могут быть идентифицированы в качестве группы низкопористых туфов. Все они характеризуются существенным развитием таких вторичных катагенетических процессов, как хлоритизация, гидрослюдизация, карбонатизация и анальцимизация, ведущих, очевидно, к снижению первичного порового объема туфов. Открытая пористость пород этой группы варьирует в пределах 3-9 % (средняя 5,9 %), эффективная не превышает 1 %, а проницаемость колеблется от 0,5*10^-18 до 0,1*10^-15 м² (рис. 1).

Следующую петрофизическую группу пород образуют андезитовые туфы и туффиты, большей частью алевро-псаммитовые, отличающиеся повышенной пористостью и низкой степенью катагенетических изменений. Они тяготеют к верхам разреза и распространены в восточной части Притбилисского района. Несмотря на высокие значения пористости (9-17 %, средняя 12,8%), эти породы ввиду низких эффективной пористости (не более 1 %) и проницаемости (не более 0,3*10^-15 м²), обусловленных высоким содержанием остаточной воды, относятся лишь к VI классу коллекторов.

Наконец, третью, наименее распространенную в разрезе, но имеющую наилучшие коллекторские свойства группу составляют интенсивно цеолитизированные в результате сопутствующих катагенезу гидротермально-метасоматических процессов туфы [2]. Эти породы слагают стратиформные и секущие к напластованию тела мощностью до 3-5 м, суммарная мощность которых в разрезе среднего эоцена варьирует от 3 м в восточной до 15 м в центральной и юго-западной частях описываемого района. Примечательно, что при идентичных значениях открытой пористости с вышеописанной группой высокопористых туфов (см. рис. 1) цеолитовые (ломонтитовые) туфы характеризуются повышенными эффективной пористостью (2-5 %) и проницаемостью (до 130*10^-15 м²). При этом значения Кпр до 10^-14 м² отмечены в массивных (без трещин) образцах и могут считаться параметром матрицы, в то время как более высокие значения свойственны микротрещиноватым разновидностям, в целом характерным для этой группы пород.

Таким образом, цеолитовые туфы являются потенциально продуктивными коллекторами трещинно-порового типа [1], в которых емкость матрицы существенно превышает емкость трещин, а фильтрация определяется порами и трещинами. Следует отметить, что коллекторы подобного типа описаны в литературе в основном в связи с терригенными и карбонатными породами. Цеолитовые туфы отличаются от них целым рядом петрофизических параметров (упруго-плотностных, электрических, радиоактивных, важных для интерпретации результатов ГИС.

Для объяснения этого факта были отобраны пять образцов, наиболее полно характеризующих описанные выше петрофизические группы пород (таблица), и изучены методами ртутной порометрии и сорбции паров воды. Образец № 2910 - глина верхнего эоцена, представляющая интерес в качестве флюидоупора; № 1345 - псаммитовый туф из группы низкопористых туфов, средний эоцен; № 35 - псаммитовый туф из группы высокопористых туфов, средний эоцен; № 1339 - цеолитовый туф массивный и № 1674 - цеолитовый туф микротрещиноватый с максимальной густотой трещин, оба из среднего эоцена.

Экспериментальные данные представлены в виде интегральной и дифференциальной порограмм (рис. 2, 3), а также приведены в таблице. В первую очередь необходимо отметить хорошую сходимость результатов принципиально отличающихся приемов определения пористости: вдавливания ртути, керосинонасыщения и пикнометрического (см. таблицу). Наиболее существенное расхождение - 3,6 % зафиксировано для образца № 1674. Оно может быть объяснено тем, что объем микротрещин по методу вдавливания ртути практически не учитывается, а поромером не определяется объем пор с эквивалентными радиусами 31-2,9 .

Как следует из рис. 3 и таблицы, в образцах № 2910, 1345 и 35, несмотря на различия в пористости, основной объем приходится на поры с радиусом менее 0,1 мкм. Поскольку толщина пленки физически связанной воды достигает 0,1 мкм, можно считать, что ею занят основной пустотный объем перечисленных образцов, и именно этим объясняются низкие значения эффективной пористости и проницаемости глин верхнего эоцена, низко- и высокопористых туфов среднего эоцена. Причем глины и низкопористые туфы (при отсутствии микротрещин) можно считать высококачественными флюидоупорами.

В образцах цеолитовых туфов № 1339 и 1674 максимумы порового объема приходятся на макропоры с радиусом r>=0,1 мкм, причем суммарный объем таких пор составляет соответственно 6,1 и 4,8 % объема породы, что хорошо согласуется с Кп.эф определяемой методом центрифугирования (см. таблицу). Примечательно, что несмотря на значительно больший объем крупных пор - более 0,5 мкм (см. рис 3), проницаемость образца № 1339 на два порядка ниже, чем образца № 1674, в котором она в первую очередь определяется густой сетью микротрещин со средней раскрытостью 50 мкм. Именно густота и раскрытость микротрещин обусловливают вариации проницаемости всей группы цеолитовых туфов от 0,2-0,5 до 100-300*10^-15 м².

Повышенная адсорбция при насыщении парами воды, отмеченная у цеолитовых туфов, является отражением аномальных сорбционных свойств цеолита - ломонтита, присутствующего в них. Приведенные в таблице расчетные данные адсорбционного объема приблизительно соответствуют объему характерных внутрикристаллических полостей ломонтита, приходящемуся на 100 см³ объема породы. Эти полости с диаметром входного окна 4  доступны молекулам воды (критический диаметр 2,6 ), но не доступны молекулам керосина (4,9 ). Учитывая, что часть цеолитовой воды покидает полости ломонтита уже при температуре ниже 110 °С [4, 5], можно объяснить отмеченный выше факт неоднозначности определений пористости.

Изучение микропоровой структуры типичных образцов пород нефтегазоносной толщи среднего эоцена и перекрывающей ее толщи верхнего эоцена подтверждает правильность их петрофизического расчленения по фильтрационно-емкостным свойствам. Главными и наиболее информативными критериями продуктивности и промышленной ценности коллекторов в осадочно-вулканогенной толще среднего эоцена являются эффективная пористость и проницаемость. По этим параметрам в разрезе выделяются интенсивно цеолитизированные туфы с характерной для них микротрещиноватостью, которые могут быть отнесены к продуктивным коллекторам трещинно-порового типа с матрицей, способной, ввиду наличия существенных объемов более и менее крупных пор, принимать и отдавать УВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. М., Недра, 1982.

2. Верник Л.И., Гринберг М.Э., Кузнецов О.Л. Литологические особенности пород-коллекторов осадочно-вулканогенной толщи среднего эоцена Притбилисского района. - Геология нефти и газа, 1985, № 8, с. 44-48.

3. Хельквист В.Г. Оценка промышленной значимости гранулярных пород-коллекторов нефти и газа. - Геология нефти и газа, 1984, № 11, с. 33-38.

4. Цицишвили Г.В. Физико-химические свойства и области применения природных цеолитов. - В кн.: Природные цеолиты. Тбилиси, 1979, с. 37-46.

5. Брек Д. Цеолитовые молекулярные сита. Мир, 1976.

Таблица Распределение объема пор по интервалам эквивалентных радиусов и некоторые петрофизические свойства типичных образцов пород верхнего и среднего эоцена

Образец	Vпор.рт в 1 см^3/100 см^3 породы по интервалам r, А							Кп.об, %	10^3 кг/м^3	Кп.от.кер, %	Кп.от.в, %	Кп.эф, %	Кпр, 10^-15 м^2	Адсорбционный объем, см^3/100 см^3	Густотатрещин,1/см	Раскрытость трещин, мкм
	140000- 60 000	60000-5000	5000- 1000	1000-500	500- 100	100-31
2910	0,1	0,1	0,2	0,2	10,9	6,8	19,3	18,6	2,64	18,4	Не опр.	Не опр.	0,001	Не опр.	-	-
1339	0,8	3,7	1,6	0,9	2,1	2,1	11,2	13,6	2,40	13,3	19,2	4,8	0,57	8,7	-	-
1674	0,7	0,7	2,4	2,2	3,5	1,5	11,0	14,6	2,59	13,9	17,4	4,5	123,0	4,2	3,2	50
1345	0,2	0,2	-	-	2,8	2,5	5,9	5,2	2,68	4,6	4,3	0,1	0,016	1,3	-	-
35	0,7	0,7	0,7	0,9	8,3	2,7	14,4	14,0	2,7	13,6	11,2	0,8	0,002	3,2	-	-

Рис. 1. Соотношение проницаемости Кпр и открытой пористости Кп.от.в для туфогенно-осадочных пород среднего эоцена Притбилисского района:

1- низкопористые туфы и туффиты; 2 - высокопорнстые туфы и туффиты; 3 - интенсивно цеолитизированные туфы

Рис. 2. Интегральные порограммы характерных типов пород верхнего и среднего эоцена Притбилисскогонефтяного района.

Образец: 1 - № 2910, 2 - № 1339, 3 - № 1674, 4 - № 1345, 5 - № 35

Рис. 3. Дифференциальные порограммы характерных типов пород верхнего и среднего эоцена Притбилисского нефтяного района:

1-5 см. на рис. 2