А.Н. Резников, В.С. Назаренко, М.В. Хрупина (РГУ)

В соответствии с оценочно-генетической классификацией карбонатных коллекторов К.И. Багринцевой [1] выделяются три крупные группы: А – кавернозно-поровые и поровые, Б – поровые и трещинно-поровые и В – трещинные коллекторы. Группы А и Б представлены преимущественно доломитами и доломитизированными известняками. Их коллекторские свойства определяются генезисом и последующими эпигенетическими процессами. Условия седиментогенеза формируют направленность и интенсивность дальнейших преобразований пород при их погружении и обусловливают принципиальные различия в строении их пустотного пространства. Уплотнение карбонатных пород в отличие от терригенных не оказывает решающего влияния на формирование пустотного пространства, что связано с наличием жесткого каркаса, его первичной неоднородностью и высокой растворимостью карбонатных минералов.

Многие годы внимание исследователей привлечено к проблеме формирования коллекторских свойств доломитов и доломитизированных известняков. Этому вопросу посвящены работы Дж. Фридмена и Дж. Сендерса (1970), К.И. Багринцевой (1977), В.И. Киркинской и Е.М. Смехова (1977), В.Г. Кузнецова (1992) и др.

В связи с большой важностью данной проблемы и решения задач прогноза коллекторских свойств карбонатных пород на больших глубинах было предпринято исследование корреляционных зависимостей открытой пористости и проницаемости известняков и доломитов от комплексных показателей, учитывающих особенности геотермической, геобарической и тектонодинамической истории развития осадочно-породных бассейнов (ОПБ) (Резников А.Н., 1982; 1988; Резников А.Н., Назаренко B.C., 1991). Экспоненциальная геохронотерма (ЭГХТ) E_t рассчитывается по методике, описанной А.Н. Резниковым (1982), условный показатель динамокатагенеза (УПДК) Д определяется согласно А.Н. Резникову (1988). В качестве геобарического фактора в данном случае используется уплотняющее давление (эффективное напряжение), представляющее собой разность между литостатическим давлением s и начальным пластовым P₀ .Экспоненциальный хроноградиент уплотняющего давления (ЭХГУД) находится по формуле:

Для расчета s необходимо знать глубину залегания горизонта и среднюю плотность вышележащих пород, которая и характеризует средний градиент давления перекрывающей толщи осадочного чехла. С использованием данных о физических свойствах осадочного чехла Восточно-Европейской платформы (Авчан Г.М. и др., 1975) и других регионов рассчитаны значения этого градиента для разновозрастных разрезов стратисферы толщиной 5 км, а в интервале глубин 5-15 км проведена экстраполяция нарастания его средних значений отдельно для кайнозойских, мезозойских и палеозойских пород (Резников А.Н.,1988).

УПДК (Д) определенным образом связан с современной глубиной (Н, км) или палеоглубиной (Н_м, км) залегания горизонта для различных типов осадочно-породных бассейнов (ОПБ) по степени тектонодинамической возбужденности. Согласно разработанной А.Н. Резниковым классификации ОПБ по степени их тектонодинамической возбужденности выделено семь типов ОПБ. Авторы приводят данные о карбонатных коллекторах по бассейнам II-IVтипов:

Коэффициенты корреляции этих уравнений свидетельствуют о тесных связях переменных (r= 0,81-0,84).

По данным 110 объектов (табл.1) получено уравнение множественной корреляции

которое характеризуется совокупным коэффициентом корреляции r_s = 0,60 и среднеквадратичной погрешностью 29 %, т.е. может использоваться для оценки фоновых значений открытой пористости m₀
известняков и доломитов в зоне катагенеза. Веса факторов свидетельствуют, что роли ЭГХТ и УПДК количественно соизмеримы (+35,2 и-37,7 %), но отражают противоположные тенденции в преобразованиях карбонатных коллекторов. Фактор уплотняющего давления E_Bоказывает явное тормозящее противодействие (-27,1 %) процессам выщелачивания и растворения карбонатных пород на больших глубинах, которые инициируются высокими температурами. Существенна роль и флюидотермального эффекта в увеличении объема пустотного пространства. Рост ЭХГУД отражает смыкание пор, каверн и трещин. Влияние динамокатагенеза сказывается на процессах перекристаллизации структур карбонатных пород и способствует ухудшению коллекторских свойств. Однако данное уравнение характеризуется довольно слабой, хотя и значимой связью переменных, что обусловлено наличием в использованной выборке поровых карбонатных коллекторов различного генезиса. Правильнее было бы получить аналогичные уравнения множественной корреляции для каждого генетического типа карбонатных пород, но в настоящее время это не представляется
возможным и может быть реализовано после дальнейшего накопления исходных данных.

Как известно, фильтрационные свойства коллекторов могут характеризоваться газо-, водо- и нефтепроницаемостью, определяемыми в образцах керна в лабораторных условиях. Широко используются гидрогазодинамические методы исследований нефтяных и газовых скважин, изучается в данном аспекте и зона проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт методами геофизических исследований скважин. В итоге один и тот же интервал горизонта в конкретной скважине может оцениваться значениями проницаемости, различающимися между собой во много раз. Поэтому наиболее оправдан комплексный подход, когда данные лабораторных определений увязываются с результатами расшифровки индикаторных диаграмм и кривых восстановления давления.
Оценка открытой пористости и трещинной емкости пород, базирующаяся на лабораторных и геофизических методах, дает более сопоставимые результаты.

На рисунке в полулогарифмическом масштабе представлен график зависимости проницаемости К
от открытой пористости m₀ кавернозно-поровых и трещинно-поровых карбонатных коллекторов кайнозойского, мезозойского и палеозойского возраста с указанием типа УВ-флюида.

Фактические данные, использованные для расчета вероятностно-статистической модели, взяты
главным образом из работы [2]. Привлечены также данные из работ К.И. Багринцевой и Г.Е. Белозеровой (1985), К.И. Багринцевой (1996), И.В. Шершукова (1986, 1996), материалы объединений “Дагнефть”, “Ставропольнефтегаз”, “Тенгизнефть”. Характеристика объектов приведена в табл. 1 и табл. 2. Из 140 объектов большая часть характеризуется данными лабораторных исследований образцов пород с абсолютной проницаемостью более 1*10^-3 мкм². Парный коэффициент корреляции свидетельствует о наличии значимой связи переменных (r = 0,59),а уравнение регрессии имеет вид

lgК= 1,19+0,068m₀±0,24lgK. (6)

Подставив в уравнение (6) значение m₀ из уравнения множественной корреляции (5) и проведя соответствующие преобразования, получим уравнение (7),связывающее lgК со значениями

Во многих регионах на больших глубинах отмечались интервалы распространения карбонатных коллекторов, отличающихся аномально высокими значениями открытой пористости и проницаемости. Однако до сих пор отсутствовали четкие количественные критерии их выделения. Авторы предлагают применять для этой цели уравнения (5) и (7). Если превышение коллекторских свойств пород более среднеквадратичных погрешностей этих уравнений, то известняки и доломиты могут квалифицироваться как коллекторы с аномально высокими свойствами. В табл. 2 приведены 14 примеров таких коллекторов. Карбонаты площадей Белаим, Интизар А, Гавар, Шайн-ан-Бьер, залегающие на глубине 1,7-2,9 км, обладают изначально высокими коллекторскими свойствами, обусловленными первичной структурой пород. В карбонатных породах отдельных интервалов площадей Тенгиз, Карачаганак, Харьягинская, Северо-Останинская запечатлены явные следы преобразований в зонах древних водонефтяных контактов (ВНК).

Впервые на это явление обратил внимание Р.С. Сахибгареев (1978; 1983; 1989). По его представлениям древние ВНК имеют зональное строение и в них выделяются подзоны разуплотнения и уплотнения. В подзоне разуплотнения происходят в основном процессы растворения (выщелачивания) под влиянием воздействия на породы агрессивных газов (СО₂, H₂S), органических кислот, переоксидов, образующихся в результате химического и радиохимического окисления нефти сульфатсодержащими породами и пластовыми водами. В подзоне уплотнения осуществляется цементация пород аутигенным катагенетическим кальцитом, твердым битумом, пиритом. По сравнению с фоновыми значениями открытая пористость коллекторов в подзоне разуплотнения больше на 5-20 %,а проницаемость больше в 20-40 раз (см. табл. 2). Пористые и рыхлые доломиты верхнеюрской свиты Смаковер Внутреннего соленосного бассейна Галф-Коста на глубине 4,8-5,1 км, насыщенные метановым газом с высокими концентрациями сероводорода и диоксида углерода, превышают фоновые значения пористости на 10-11 %,а проницаемости – в 3-13 раз. Доломиты силура – ордовика ОПБ Анадарко, Аппалачского, Пермского на глубине 5,5-8,7 км отличаются аномально высокой пористостью и проницаемостью за счет глубинной коррозии пород агрессивными газоводными пластовыми растворами.

Типичными трещинными коллекторами являются верхнемеловые известняки Восточного Предкавказья, которые изучаются уже более 40 лет. Емкостные и фильтрационные параметры верхнемеловых пород исследовались в естественных разрезах, образцах керна, промыслово-геофизическими методами в ходе разработки нефтяных залежей. В итоге было установлено, что коллекторские свойства верхнемеловых пород обусловлены главным образом тектонической макро- и микротрещиноватостью. Явно подчиненную роль играют связанные с трещинами первичные поры и микрокаверны. Промыслово-геофизическими методами исследования скважин (комплексная интерпретация диаграмм БКЗ, НГК, ГК и кавернометрии) были получены наибольшие значения вторичной пористости, принятые при подсчетах запасов нефти объемным методом и в дальнейшем
подтвержденные методом материального баланса (Резников A.H., 1970; Резников А.Н., Ярошенко А.А.,
1982). По данным объединений “Грознефть”,“Дагнефть” и “Ставропольнефтегаз” сформирована
выборка, включающая 27 объектов. В пределах Терско-Сунженской НПО к верхнемеловым известнякам приурочено 20 нефтяных скоплений. Наиболее высокими значениями вторичной пористости (1,10-1,89 %) характеризуются известняки месторождений Карабулак-Ачалуки, Заманкул, Малгобек-Горское и Axлово на глубине 2,1-3,1 км, при t =87-123 ⁰C и P₀ = 35,1-47,5 МПа, комплексные параметры варьируют следующим образом: ЭГХТ = 1,45-1,69; ЭХГУД = 1,05-1,34; УПДК =0,37-0,45. Средние значения вторичной пористости m_ВТ (0,70-0,97 %) характерны для пород месторождений Хаянкортовское, Горячеисточненское, Серноводское, Старогрозненское, Северо-Брагунское: глубина 2,8-5,4 км, t = 112-182 ⁰C, P₀ = 38,1-88,4 МПа; E_t= 1,61-2,18; E_B = 1,42-1,76; Д = 0,40-0,67. Пониженными значениями вторичной емкости (0,56-0,64 %) отличаются известняки нефтяных скоплений Эльдаровское, Северо-Малгобекское, Брагунское, Андреевское, Октябрьское: глубина 3,8-5,6 км; t = 160-180 ⁰C; P₀ = 60,1-84,0 МПа; Е_t= 1,98-2,16; E_B= 1,49-1,95; Д =0,60-0,68. Низкая вторичная емкость (0,22-0,52 %) типична для коллекторов залежей Правобережная, Червленная, Северо-Минеральная, Минеральная, Гудермесская, Ханкальская: глубина 5,1-5,4 км; t= 170-192 ⁰C; P₀ = 75,5-89,4 МПа;
E_t= 2,07-2,28; Е_B= 1,55-2,05; Д = 0,62-0,73. Как видно, с некоторыми отклонениями прослеживается
тенденция снижения вторичной пористости верхнемеловых известняков Терско-Сунженской области с
увеличением глубины их залегания, повышением термобарической напряженности и тектонодинамической возбужденности недр.

В месторождениях Западной антиклинальной зоны Предгорного Дагестана Селли и Гаша коллекторы верхнемелового горизонта обладают повышенной вторичной пористостью (1,21-1,40 %) на глубине
1,4-2,4 км при t= 82-110 ⁰C, P₀ =16,5-35,4 МПа и значениях комплексных показателей ЭГХТ= 1,42-1,60;
ЭХГУД = 1,16-1,17 и УПДК= 0,30-0,40. На месторождениях Дагестанского клина – Шамхал-Булак и Махачкала – вторичная емкость верхнемеловых пород существенно ниже (0,82-0,87 %) на глубине 2,7-3,5 км при t= 109-152 ⁰C и P₀ = 25,0-48,0 МПа; Е_t = 1,60-1,92; E_B=1,50-1,69; Д = 0,44-0,57. На территории Предгорного Дагестана проявляется та же тенденция снижения m_вт, что и для Терско-Сунженской области.

Максимальной вторичной емкостью (2,50-3,20 %) характеризуются верхнемеловые коллекторы
Прикумской НГО на месторождениях Прасковейское, Ачикулакское, Лесное на глубине 2,5-2,8 км при t = 136-140 ⁰C, P₀ = 29,5-33,0 МПа, значениях ЭГХТ=1,77-1,82; ЭХГУД =1,34-1,42 и УПДК = 0,33-0,34.

В результате множественной корреляции рассматриваемых переменных по 27 объектам получено следующее уравнение:

которое также характеризует положительное влияние на вторичную емкость геотермического фактора (48,9 %) и отрицательное – факторов уплотняющего давления (-11,1 %) и динамокатагенеза (-40,0 %). Проницаемость верхнемеловых известняков Восточного Предкавказья определялась исключительно по данным гидродинамических исследований скважин. Ее средние значения для залежей Терско-Сунженской области варьируют от 8·10^-3 мкм² (Андреевская) до 360·10^-3 мкм² (Axлово). В Предгорном Дагестане установлены значения проницаемости К: 60·10^-3 мкм² (Махачкала) –107·10^-3 мкм² (Селли), а на территории Прикумской области – 93·10^-3 мкм² (Лесная) и 121·10^-3 мкм² (Ачикулакское). По 27 объектам рассчитано уравнение множественной связи:

В отличие от уравнения (8) здесь зафиксировано стимулирующее влияние не только фактора ЭГХТ (50,6 %), но и УПДК (3,4 %). Резко повысилась отрицательная роль фактора уплотняющего давления (- 46,0 %).

Все эти особенности уравнения (8) хорошо отражают главные черты коллекторов трещинного типа, в
которых проводниками пластовых флюидов являются только трещины. Их проводимость улучшается
при высоких температурах, сейсмотектонические процессы способствуют появлению новых трещин и
вскрытию старых, заполненных кальцитом и гипсом, а рост уплотняющего давления приводит к смыканию трещин. Последний фактор хорошо знаком нефтегазопромысловым геологам, которые часто отмечали снижение коэффициентов продуктивности нефтяных скважин во времени.

Предлагаемые авторами вероятностно-статистические модели могут использоваться для прогноза коллекторских свойств карбонатных пород на большой глубине. В качестве примера рассмотрим верхнеюрский подсолевой комплекс Терско-Сунженской области, содержащий крупные скопления метанового газа с высокими концентрациями H₂S и CO₂ (Резников А.Н., 1982; 1988). Его вероятная глубина залегания H оценена по данным сейсморазведки в 6,0 км (Карабулак) – 8,8 км (Гудермес). Для прогноза следует применять уравнения (5) и (7). Определения пластовых температур производили по формуле А.А. Ярошенко, А.И. Масленникова (1986) для надсолевого юрского комплекса области:

t= 30,05H + 36,7, (10)

а начальных пластовых давлений P₀ на основе коэффициента аномальности a (Резников A.H., Назаренко B.C., 1991):

Объект прогноза – оксфордские известняки и доломиты: T = 145 млн лет: T_п = 120 млн лет. Величина DT характеризует роль мощного флюидоупора и представляет собой разницу в возрасте пород его подошвы (кимериджский ярус) и залегающих ниже известняков: DT= 145-140 = 5 млн лет, lg5 = 0.70.

Покажем схему расчета на примере площади Карабулак.

После подстановки значений параметров в уравнения (5) и (7) получим:

В пределах структур Старогрозненская, Брагунская, Октябрьская, Гудермесская глубина залегания оксфордского комплекса предполагается от 7,9 до 8,8 км. Емкость и проницаемость известняков и доломитов, по-видимому, будут также снижаться с глубиной: m₀ = 6,1-0,8 %, К = (35±18) ·10^-3 мкм².
При этом учтено влияние глубинной коррозии карбонатных пород агрессивными пластовыми флюидами и взяты максимальные пределы открытой пористости.

1. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. – М.: Недра, 1977.
2. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. В двух книгах /Под ред. С.П. Максимова. – М.: Недра, 1987.

регионы: Суэцкий (N²_t), Ферганский (Р), Венесуэла (К₂), Мексика (К₂), Крымский (К_1-2), Галф-Кост (J₃), Аквитанский (J₃), Адриатический (Т₃), Прикумский (J₃-T), Южно-Мангышлакский (Т), Амударьинский (J₃), Аравийский (J₃), Вуктыльский
(Р₁-С), Прикаспийский (Р₁-C₁), Припятский (D₃), Нюрольский (PZ), Непско-Ботуобинский , Мидконтинент, Западно-Канадский (D₃)