По описанию керна в разрезе рифея выделяются следующие литотипы: доломит чистый, доломит окремненный, доломит глинистый, песчаник, алевролит, аргиллит. По испытаниям скважин установлено, что первые четыре литотипа содержат коллекторы, наиболее распространены и изучены первые два литотипа. Песчаники встречаются очень редко и практически не изучены. Глинистые доломиты также изучены очень слабо, так как на начальной стадии разведки Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, когда разбуривалась ее западная территория, они имели ограниченное распространение. В ее восточной части этот тип пород существенно развит. По описаниям керна и данным ГИС установлено, что в восточной части толща доломитов в кровле рифея содержит больше терригенных примесей, чем в западной. Вариации терригенных примесей в доломитах заметно сказываются на их физических и коллекторских свойствах, что отражено в материалах ГИС.

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают окремненные доломиты. Результаты определения открытой пористости Кп и проницаемости Кпр, выполненные по специальной методике на образцах керна разного размера для окремненных и неокремненных доломитов, приведены в таблице.

Исследование образцов керна стандартных размеров, больших образцов и их осколков позволило, кроме сравнения коллекторских свойств окремненных и неокремненных доломитов, установить взаимосвязи между ФЕС пород и компонентами их пористости. Вероятность нахождения в образцах керна, представленных осколками, каверн и трещин очень мала, поэтому их пористость можно считать блоковой или пористостью матрицы Кп.м., относящейся к образцу большого размера, от которого этот осколок был взят. Открытую пористость большого образца керна можно считать общей Кп.об., так как в этих образцах, наоборот, мала вероятность пропуска трещин и каверн.

На рис. 1 сопоставлены значения Кп.об и Кп.м выборки образцов керна большого размера и их осколков, включающих окремненные и неокремненные доломиты. Пористость матрицы доломитов данного типа не превышает 1,4 %, а общая пористость может достигать 15 % и более. Это свидетельствует о наличии в доломитах рифея вторичной емкости в виде каверн и трещин, которая может быть определена по формуле Кп.вт=Кп.об– Кп.м. Каверновая составляющая пористости наиболее характерна для окремненных доломитов.

Подвыборка больших образцов и осколков неокремненных доломитов представлена гораздо лучше, чем окремненных, так как керн неокремненного доломита выносится лучше из-за его худших коллекторских свойств. На рис. 1, б неокремненные доломиты рассмотрены отдельно от окремненных. Для непроницаемых и слабопроницаемых образцов доломитов значения Кп.об и Кп.м практически равны. С увеличением Кп.об, Кп.м и Кп.вт увеличивается и проницаемость образцов. Коррелируемость величин вторичной пористости и проницаемости объясняется тем, что пустоты выщелачивания в рассматриваемых породах развиты в основном по трещинам [3]. Формирование вторичных пустот шло благодаря увеличению раскрытости трещин, которое происходило в результате процессов выщелачивания.

Между проницаемостью, коэффициентом трещинной пористости (Кп.тр), объемной плотностью трещин (Т) и раскрытостью (b) существуют следующие соотношения [3]:

Кпр=ab³T, (1)

где а – коэффициент, изменяющийся в зависимости от количества и взаимного расположения систем трещин.

Кп.тр=bT. (2)

lgКпр= 3,737* lgКп.тр + 2,73. (3)

Приняв а= 1 и совместно решив уравнения (1) – (3), определим значения раскрытости трещин доломитов. При изменении коэффициента проницаемости от 0,1 •10^-3 мкм² до 200•10^-3 мкм² раскрытость трещин увеличивается от 10,5 до 124 мкм. Рассматриваемые величины раскрытости трещин можно расценивать как ориентировочные, так как они определены без учета пластовых условий. По наличию корреляционной связи между объемом вторичных пустот и раскрытостью трещин рассматриваемый коллектор можно отнести к трещинному типу.

Коррелируемость ФЕС доломитов позволяет сделать вывод об унаследованности вторичной пористости доломитов рифея. Вторичные процессы (растворение, выщелачивание), обеспечивающие емкость коллектора, обусловлены первичными (составом и структурой осадка).

Дебиты нефти при испытании рифейских отложений достигают 600 м³/сут. При этом наиболее вероятна двойная система фильтрации пластовых флюидов при их поступлении в скважину. Сначала из каверн, пор и микротрещин флюид поступает в макротрещины, а уже по ним в скважину. Существенное различие пластов по продуктивности при одинаковых емкостных характеристиках коллектора объясняется неравномерностью развития макротрещиноватости как по площади, так и по разрезу. Из пластов, не связанных макротрещинами со скважиной, хорошие дебиты можно получить только при условии создания искусственных макроканалов, соединяющих пласт со скважиной. При отсутствии таких каналов гидродинамическая связь между пластом и скважиной может вовсе не наблюдаться из-за кольматации микротрещин. Интервалы разреза даже с самыми высокими дебитами пластового флюида не имеют традиционных признаков коллектора.

Для обоснования методик выделения коллекторов рифея в качестве опорной информации использованы данные специальных исследований ГИС. Временные замеры бокового каротажа (БК) при неизменном сопротивлении промывочной жидкости, а также при ее смене на более минерализованную, дают признак подвижности пластового флюида, который обеспечивает выделение относительно лучших коллекторов [1]. Качество материалов и погрешности замеров оценивались по непроницаемым отложениям кембрия, которые исследуются одновременно с отложениями рифея и имеют аналогичный диапазон изменения удельного сопротивления пород. Эффективность данных методик зависит от времени проведения замеров. Наиболее заметные различия между первым и последующими замерами БК, связанные с проникновением промывочной жидкости в пласт, наблюдаются в том случае, когда первый замер выполнен сразу после вскрытия пласта. При этом второй замер можно выполнять уже через сутки после первого, и различия по проницаемым пластам будут достаточно заметными. Но если первый замер БК выполнен через сутки или двое после вскрытия коллектора, различия между первым и последующими замерами БК, вызванные фильтрацией промывочной жидкости в пласт, наступают лишь через 8–10 сут. Если первый замер БК выполнен через 20 сут и более после вскрытия коллектора, то различия между первым и последующими замерами БК маловероятны. Для некоторых коллекторов эти различия не наблюдаются уже через 8 сут.

Таким образом, зона проникновения в коллекторах рифея формируется не мгновенно, а в течение нескольких суток. Фильтрация промывочной жидкости в пласт затухает по мере кольматации прискважинной зоны. При этом в газонасыщенной части разреза начинается расформирование зоны проникновения, что по данным временных замеров БК отмечается увеличением сопротивления пластов. Эти данные при достаточном их накоплении могут послужить основой для определения газожидкостного контакта. Наблюдения за формированием и расформированием зоны проникновения промывочной жидкости позволяют сделать вывод о том, что глубина промытой зоны пласта значительно меньше радиуса исследования зондов БК и, следовательно, на показания БК существенным образом влияет характер насыщенности пластов.

Замеры БК, выполненные до и после замены промывочной жидкости на более минерализованную, эффективны, если время между вскрытием пласта и замером БК после смены промывочной жидкости составляет менее 30 сут.

Установлено, что интервалы, имеющие признак подвижности пластового флюида, характеризуются показаниями ГК от 0,3 до 2–3 мкР/ч. В этом диапазоне ГК есть и пласты без признаков проникновения, имеющие общую и вторичную пористость, близкую к нулю, и не имеющие признака трещиноватости по модели электропроводности трещинной породы [2]. Пласты, характеризующиеся значениями ГК более 2–3 мкР/ч, не имеют признака подвижности пластового флюида. Следовательно, факторами, контролирующими фильтрационные свойства пород рифея, являются их глинистость и пористость.

Трещинная и общая пористости являются величинами коррелированными (см. рис. 1), поэтому нет принципиальной разницы в том, как выделять коллекторы – по признаку трещиноватости или вторичной пористости. Но практика показала, что признак трещиноватости, определенный по модели электропроводности трещинной глинистой породы, является ненадежным, так как влияние глинистости на удельное сопротивление доломитов рифея соизмеримо с влиянием трещиноватости. Обеспечить необходимую точность определения глинистости пластов для устранения ее шумового эффекта в модели электропроводности не представляется возможным. Поэтому для выделения карбонатных коллекторов рифея разработана интерпретационная модель, где используются значения пористости общей, блоковой, а также показания ГК, отражающие глинистость пород (рис. 2, а). В скважинах, где по данным специальных исследований достоверно выделены коллекторы, установлено, что эффективность палетки составляет около 80 % при ошибках первого и второго рода около 20 %.

Второй метод выделения коллекторов рифея основан на использовании данных двухзондового БК (БКС-2) и ГК. Карбонатные коллекторы рифея характеризуются пониженными показаниями ГК (менее 2–3 мкР/ч), при этом продуктивные пласты отмечаются превышением показаний большого зонда БКС-2 (r_бз) над малым (r_мз). Для комплексного использования этих данных применен статистический прием, который заключается в сопоставлении отношений r_бз/r_мз и показаний ГК и определении линии, разделяющей точки, соответствующие продуктивным коллекторам, от точек, соответствующих водоносным пластам и пластам-неколлекторам (см. рис. 2, б).

Дискриминантная линия разделяет поле данных с эффективностью 95 %. Наклон этой линии обусловлен тем, что с увеличением глинистости исчезает признак подвижности пластового флюида по временным замерам БК, несмотря на то, что отношения r_бз/r_мз имеют высокие значения, свидетельствующие о проникновении фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт. Это объясняется тем, что временные замеры БК при неизменном и специально измененном удельном сопротивлении промывочной жидкости дают признак подвижности пластового флюида после бурения и обеспечивают выделение относительно лучших коллекторов. Двухзондовый БК по электрической неоднородности пласта в радиальном направлении дает признак подвижности нефти или газа, образованный при его разбуривании, который обеспечивает выделение максимальной суммарной толщины коллекторов и устанавливает нижний предел их ФЕС. Поэтому к коллекторам следует относить все пласты, для которых величина r_бз/r_мз превышает двойное стандартное отклонение этой величины, определенное в заведомо непроницаемой части разреза. Такие расчеты возможны только с применением ЭВМ, что ограничивает их повсеместное использование.

1. Фильтрационные свойства доломитов рифея контролируются, главным образом, их пористостью и глинистостью, что позволяет установить косвенные количественные критерии выделения коллекторов данного типа.

2. Глубина промытой зоны пластов-коллекторов рифея значительно меньше радиуса исследования зондов БК, что позволяет фиксировать прямой качественный признак подвижности УВ в коллекторах по данным разноглубинного бокового каротажа (БКС-2).

1. Басин Я.П., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным.– М.: Недра, 1987.
2. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов.– М.: Недра, 1984.
3. Царева Н. В. Оценка плотности и раскрытости трещин по промысловым и промыслово-геофизическим данным // Разведочная геофизика.– Вып. 71.– М.: Недра, 1976.– С, 138– 142.

Oil and gas bearing parts of the Riphean deposites even with high output of bed fluids have no traditional features of resevoirs. It is established, that the depth of resevoir beds washed zone is considerably smaller, then investigation radius of lateral logging probe. It makes possible to fix a direct qualitative indication of hydrocarbon mobility in a resevoir acceding to lateral logging of different depths. Analysis of core data showed, that filtering characteristics of Riphean dolomites are mainly controled by their porosity and clay content. It allows to establish indirect quantitative criteria for indication of complex resevoirs of this type.

Примечание. В знаменателе количество образцов. Размер больших образцов: диаметр 9 см, высота 10–12 см. Размер осколков около 1 см в поперечнике.

а – доломиты; 1 – неокремненные, 2 – окремненные; б – неокремненные доломиты; 3 –линия зависимости Кп.м=0,24(Кп.об)^0,88

Пласты: 1 – продуктивные, 2 – водоносные и без признака подвижности пластового флюида