Карбонатные отложения верхнего девона в настоящее время являются основным объектом поисково-разведочных работ в Волгоградской области. Поиски рифовых систем в 90-х гг. привели к открытию самого крупного в этом районе Памятно-Сасовского нефтяного месторождения [3, 4]. По этому району накоплен большой фактический материал промыслово-геофизических и петрофизических исследований карбонатов, наработан ряд адаптированных к конкретным условиям методик обоснования параметров сложных коллекторов и интерпретации ГИС. Тем не менее до сих пор возникают значительные трудности при типизации таких коллекторов по фильтрационно-емкостным свойствам. В связи с этим особую актуальность приобретает этап количественной интерпретации ГИС, благодаря которому возможны оценка типа коллектора и определение его количественных критериев.

Карбонаты евлановско-ливенского горизонта Памятно-Сасовского месторождения представлены чистыми доломитами. Для них характерны отсутствие прямых качественных признаков коллекторов, высокие удельные электрические сопротивления по БК (десятки тысяч Ом на 1 м), низкие показания ГК, номинальные или несколько увеличенные диаметры скважины, широкие диапазоны изменения пористости.

Фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов изучены на 5000 образцов. По материалам исследований керна выявлено, что отличительная особенность рифогенных доломитов – плотная слабопроницаемая матрица. При микроскопическом изучении шлифов В.А. Жемчуговой установлено наличие микротрещин, раскрытость которых невелика и варьирует от 1 до 5 мкм, их емкость не превышает 0,7 %, проницаемость микротрещин изменяется от 3 до 67-10^-3 мкм². Такая система микротрещин при их раскрытости, сопоставимой с радиусом межкристаллических пор, способна обеспечить движение флюида в породе, создавая при этом проницаемость, меньшую или равную граничной для поровых коллекторов. Это происходит за счет сокращения извилистости и протяженности путей фильтрации флюида [2]. Кроме того, установлены участки разуплотненных пород. Основная емкость представлена различными по размеру кавернами. Н.В. Даньшиной установлено наличие двух типов каверн: крупных с линейными размерами, сопоставимыми с размерами исследуемого керна (3-10 см и более) и небольших размеров (до 3-5 мм), связанных между собой поровыми каналами и трещинами. Сложное соединение между собой каверн малого размера придает путям фильтрации сильную извилистость. Эти особенности структуры пустотного пространства не позволяют гравитационным силам полностью освободить каверны от заполняющей их жидкости при взвешивании образца в воздухе (эффект гидрозатвора) для определения открытой пористости методом Преображенского. Поэтому часть емкости каверн малых размеров будет включена в межзерновую пористость. Эта составляющая может быть достаточно большой (до 3-5 % и более).

Комплексный анализ петрофизических исследований малых образцов керна (30х30 мм) по преобладающему типу пустотного пространства позволил разделить выборку на несколько групп, основными из которых являются четыре (Булгаков С.В., Кристя Е.Е., 1999):

1 – микротрещинно-поровый тип коллектора характеризуется присутствием микротрещин, благодаря которым межкристаллические поры связаны в единую фильт-рационную систему;

2 – поровый тип – это матрица породы, которая при отсутствии микротрещиноватости и пористости ниже граничной является непроницаемой. Граничное значение коэффициента пористости составляет 2 %;

3 – каверново-поровый тип в общей емкости коллектора имеет относительно невысокую каверновую составляющую. Размеры мелких каверн крупных пор соизмеримы. Каверны и межкристаллические поры сообщаются посредством микротрещин;

4 – порово-каверновый тип в общей емкости породы характеризуется самой большой величиной каверновой составляющей. Каверны соединяются между собой по межкристаллическим порам и микротрещинам. В участках площадного развития межкристаллические поры и каверны обладают хорошей сообщаемостью между собой, придавая породе характерный "ситчатый" облик.

Указанные типы коллекторов на сопоставлениях Kп – Рп и Кп ^– Dt располагаются обособленно.

Анализ результатов определения проницаемости по методу радиальной фильтрации 153 образцов большого размера (диаметр 66 мм) позволил выделить еще два типа коллекторов (рис. 1):

5 – трещинно-каверново-поровый;

6 – трещинно-порово-кавер-новый.

При идентификации коллекторов по данным ГИС учитывались особенности структуры пустотного пространства пород. В основе классификации лежат два основных принципа: 1) соотношение объемов разных типов пустотного пространства; 2) образование связанной фильтрационной системы определенным типом пустотного пространства.

Для возможной дифференциации коллекторов по особенностям строения пустотного пространства из промыслово-геофизических методов наиболее информативны акустический каротаж и электрометрия. Соотношения объемов пустот разных типов традиционно определяются по данным АК и ННК (комплекс ННК-ГГК). На показания электрометрии существенное влияние оказывает проводимость заполняющего каверны флюида: сообщение между кавернами осуществляется только по микротрещинам и тонким межкристаллическим поровым каналам матрицы. Проникновение фильтрата бурового раствора незначительное, порода низкопроницаема. Каверны, заполненные нефтью, удлиняют токопроводящие пути. Сопротивление такой породы велико; каверны образуют связанную фильтрационную систему посредством трещин большой раскрытости, что обеспечивает глубокое проникновение бурового раствора в пласт. Размеры зоны проникновения превышают радиус измерения прибора бокового каротажа, что отражается на показаниях БК снижением сопротивления по сравнению с истинным сопротивлением нефтенасыщенного коллектора.

Различия приуроченности фильтрационной системы к определенному типу пустотного пространства наглядно проявляются при совмещении нормализованных кривых БК и ННК. Методика Н.З. Заляева нормализации кривых основана на линейной связи между логарифмами удельного электрического сопротивления и коэффициента пористости в водонасыщенной породе порового типа [1]. По расхождению нормализованных кривых можно судить о характере насыщения коллекторов, а при благоприятных условиях – его типе. При выборе масштаба нормализации в предельно нефтенасыщенной части разреза кривая ННК, преобразованная в масштаб сопротивлений, соответствует кажущемуся сопротивлению нефтенасыщенных коллекторов порового типа.

Для определения эффективных толщин, а также количественной оценки проницаемости использовались исследования индикаторным методом по радону (ИМР), предложенным специалистами ВолгоградНИПИнефти. Проницаемость продуктивных отложений, определенная по ИМР при одинаковой общей пористости, изменяется в широких пределах, что позволяет использовать ее при типизации коллекторов (Филиппов В.П., Воронцова И.В., Киляков В.Н., 1999)

Типы коллекторов индентифицируются по ГИС с помощью соотношения нормализованных кривых ННК и БК, результатов интерпретации методов ГИС, представленных в виде непрерывных кривых общей пористости по ННК, межзерновой пористости по АК и проницаемости по ИМР (таблица).

При испытании в открытом стволе пластоиспытателем на трубах микротрещинно-поровых коллекторов в интервале глубин 2714-2717 м в скв. 105 Сасовская был получен приток нефти дебитом 4,1 м3/сут (рис. 2, A). Пористость, определенная по ГИС, составила 2 %, проницаемость по ИМР – (15-18)·10^-3 мкм².

Порода порового типа с пористостью по ГИС 2,0-2,5 % (интервал глубин 2647-2650 м, скв. 12 Платовская) по ИМР характеризуется как непроницаемая (см. рис. 2, Б).

Примером коллекторов каверново-порового типа может служить пласт в интервале глубин 2640-2645 м в скв. 12 Платовская (см. рис. 2, Б). По ГИС коллекторы имеют следующие характеристики: Dt^AK =164 мкс/м; К_п^ННК = 5,2 %; К_п^АК =3,2 %; К_п^кав / К_п^общ = 0,38; r^БК =20000 Ом·м; К_пр^ИМР = (0,1-0,3)· 10^-3 мкм².

Удельные электрические сопротивления коллекторов трещинно-каверново-порового типа снижены по сравнению с расчетными, соответствующими нефтенасыщенным поровым коллекторам такой же пористости за счет проникновения промывочной жидкости по трещинам (рис. 3). Исследования дебитомером показывают, что к данному типу коллектора часто приурочены пласты, отдающие нефть. Данный тип коллектора представлен в разрезе скв. 139 Памятная. По ГИС пласт в интервале глубин 2605,0-2606,4 м имеет следующие характеристики: Dt^АК =165 мкс/м; К_п^ННК = 4,9 %; К_п^АК =3,4 %; К_п^кав / К_п^общ = 0,3; r^AК = 350 Ом·м; К_пр^ИМР = 120·10^-3 мкм².

В порово-каверновом типе основная емкость породы представлена кавернами, сообщающимися между собой посредством тонких пор и микротрещин. Сопротивление такой породы огромно. Проницаемость по ИМР сопоставима с проницаемостью порово-микротрещинного и каверново-порового типов коллекторов. Данный тип коллекторов представлен в скв. 3 Платовская в интервале глубин 2585-2588 м (рис. 4, А) и имеет следующие характеристики: Dt^AK = 170 мкс/м; К_п^ННК = 9 %; К_п^АК = 3,5 %; r^БК =10000 Ом·м; К_п^кав /К_п^общ = 0,61; К_пр^ИМР =(0,8-14,0)·10^-3 мкм².

В трещинно-порово-каверновом типе коллектора наблюдается снижение удельного электрического сопротивление пласта из-за глубокого проникновения фильтрата бурового раствора. На кривой интервального времени упругой волны нередко фиксируются срывы. Порода имеет высокую проницаемость по ИМР, коллекторы такого типа по данным исследований дебитомером характеризуется как отдающие флюид. Пласт в интервале глубин 2576-2578 м (скв. 12 Платовская (см. рис. 4, Б) имеет следующие характеристики: Dt^АК = 185 мкс/м; К_п^ННК = 14 %; К_п^АК=6,5 %; r^БК= 700 Ом-м; К_п^кав / К_п^общ =0,54; К_пр^ИМР = 120·10^-3 мкм². Наличие коллекторов данного типа установлено в скважинах по частичному поглощению промывочной жидкости в процессе бурения. Петрофизические характеристики таких коллекторов оценить по керну невозможно из-за присутствия каверн и трещин большой раскрытости.

Карст как разновидность коллекторов трещинно-порово-кавернового типа имеет ряд качественных признаков: увеличенный диаметр, высокую пористость по ННК (НГК), низкую плотность по ГГК, резкое снижение показаний БК, частые срывы на диаграммах АК. Изучение параметров затруднено тем, что при пористости выше 35-40 % показания методов НК искажены вследствие нелинейности связи между регистрируемым излучением и водородосодержанием пласта. В прискважинной зоне пустотное пространство карстовой полости практически свободно от УВ. Это интервалы полного поглощения промывочной жидкости и провалов бурового инструмента, где объем прошедшей через пласт промывочной жидкости многократно превышает объем пустотного пространства коллекторов (рис. 5).

1. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. – М.: Недра, 1984.
2. Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике. – М.: Недра, 1978.
3. Новиков А.А., Саблин А.С. Предпосылки роста добычи нефти в Волгоградской области // Геология нефти и газа. - 1997. - № 10. -С. 11-15.
4. Новые данные о распространении рифогенных формаций Волгоградского Поволжья, классификация рифов и вопросы методики их поисков/ А.А. Новиков, А.С. Саблин, В.М. Махонин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1998. - № 6. - С. 2-7.

Modelling of property changes of reef deposits by area is connected with many difficulties that require complex investigations including litho-petrographic and petrographic studies as well as field-geophysical and hydrodynamic methods of wells investigation. With equal value of porosity, reservoir beds have different filtration characteristics controlled by structure of their space cavities. Reservoir typization on the basis of all factual material and quantitative interpretation of well-logging data allowed to obtain more founded idea of inner structure of the reef. The described types of reservoirs show a character of the section of Pamyat-Sasov field by filtration-capacity properties.

Тип коллектора: 1 – микротрещинно-поровый, поровый, 2 – каверново-поровый, 3 – порово-каверновый, 4 – трещинно-каверново-поровый, 5 – трешинно-порово-каверновый