Основные перспективы геолого-разведочных работ в Волгоградском Поволжье связываются с зоной развития верхнефранских органогенных построек в пределах Уметовско-Линевской палеодепрессии и ее обрамления. При поисках залежей в рифогенных ловушках важное значение имеет изучение свойств и особенностей распространения пород-коллекторов в исследуемых карбонатных формациях. Свойства карбонатных коллекторов в значительной степени определяются условиями их формирования и постседиментационными преобразованиями, что находит свое отражение в петрофизических параметрах керна. Поэтому данные об изменчивости коллекторских свойств отложений являются важным диагностическим признаком поисковых объектов.

Рифовый массив Памятно-Сасовского месторождения нефти, расположенного в пределах Уметовско-Линевской палеодепрессии, представляет собой внутривпадинную органогенную постройку и сложен доломитами верхнефранского подъяруса верхнего девона. Особенностью коллекторов является сложное строение пустотного пространства. Наряду с порами широкое развитие имеют каверны и трещины, составляющие основу динамической пористости. При этом их формы, размеры, количественные соотношения по объему, взаимные пространственные расположения пустот весьма разнообразны и находятся в широком диапазоне значений. Развитие каверн и трещин является следствием главным образом интенсивных вторичных преобразований карбонатов. Преобладают разнонаправленные микротрещины, большей частью раскрытые и проницаемые, которые соединяют каверны, образуя единую фильтрующую систему. Отмечено присутствие и макротрещин.

Каверновая и трещинная составляющие пустотного пространства определялись по керну и в шлифах. Полная емкость пустотного пространства породы (К_пп) описывается выражениями

где К_пм - пористость матрицы; К_Пк1 - собственно каверновая пористость породы (емкость внешних каверн); К_пк2 - микрокаверновая пористость матрицы (емкость внутренних каверн, сообщающихся между собой непосредственно и через микротрещины и образующих единую фильтрующую систему); К_пмз - межзерновая пористость матрицы; К_пт - микротрещинная пористость.

На образцах керна определялись К_пм и К_пп. Значение К_Пк1 рассчитывалось как разность между полной пористостью и пористостью матрицы образца. Собственно каверновая пористость породы включает внешние и внутренние каверны, связанные с поверхностью образца большими проточными каналами, и характеризуется как хорошо сообщающаяся каверновая пористость (что может соответствовать динамической пористости). Для изучения К_ПК2 и К_пт традиционно используют в основном исследования керна в шлифах. В последнее время появились работы, где предлагаются альтернативные методы исследования микрокавернозности и микротрещиноватости карбонатных пород (Смирнов В.Е., Булгаков СВ., Кобелянова Л.А., 1999; [2, 3]), для чего предусматривается изучение зависимости удельного электрического сопротивления (УЭС) пород от водонасыщенной пористости, моделируемой ступенчатым центрифугированием полностью насыщенных образцов. При этом создается все возрастающее давление вытеснения насыщающей жидкости. Трещины, как наиболее гидропроводные по сравнению с пустотами других типов, в первую очередь освобождаются от насыщающего их флюида. В последующем, с увеличением давления вытеснения, сначала происходит удаление свободной жидкости из каверн и в последнюю очередь из пор. Поскольку извилистость электропроводящих путей зависит главным образом от степени микротрещиноватости породы, трещиноватость оказывает определяющее влияние на степень изменения УЭС при ступенчатом центрифугировании образцов. И наоборот, влияние микрокавернозности в меньшей степени сказывается на изменении УЭС породы.

В экспериментах исследовалась зависимость относительного сопротивления Рп' от водонасыщенной части полной пористости К'_п. Выборка включала 132 образца керна трех скважин из продуктивной части разреза. Образцы насыщались смоделированной пластовой водой, определялись пористость, УЭС породы и рассчитывалось относительное сопротивление Рп'. Для получения переменной водонасыщенности образцов центрифугирование осуществлялось на шести ступенях при угловых скоростях от 1000 до 6000 об/мин. После каждого цикла выполнялся комплекс измерений пористости и УЭС. По полученным данным строились графики зависимости Рп' от Кп' для каждого образца ( рис. 1 ). На графике выделялись участки с различными видами пористости. Участкам графика, характеризующимся резким приращением значений Рп' при небольшом уменьшении пористости, соответствует процесс вытеснения насыщающей жидкости из трещин, а минимальным повышением Рп' при значительном понижением пористости - из микрокаверн. К_пт иК_пк2 определялись как разность значений Кп' в начале и конце характерных участков графика Pп'=f(Kп').

Для классификации типов емкостного пространства результаты экспериментов обрабатывались с применением аппарата дискриминантного анализа. В качестве диагностического признака выбран угол, образуемый каждым плечом графика Pп'=f(Kп') с осью абсцисс. Полученные граничные значения углов наклона (35 и 70°) позволили надежно выделить по характерным особенностям графиков микротрещинный, микрокаверновый и межзерновой тип емкостного пустотного пространства образцов керна ( рис. 2 ). Графики распределения Кпт, полученные по связям Pп'=f(Kп'), хорошо согласуются с результатами исследований трещиноватости в шлифах (76 определений), несмотря на то, что масштабы исследуемых объектов (шлифы и образцы керна) существенно различаются ( рис. 3 ). Как видно из рис. 3, графики распределения К_лт и К_пк2 имеют характерные особенности, которые могут быть обусловлены различной генерацией каверн и трещин.

Как по результатам исследования шлифов, так и по материалам детальных петрофизических исследований микротрещиноватость не превышает 0,7 % при средних значениях 0,05-0,20 %. Раскрытость микротрещин находится в пределах 6-30 мкм, что соответствует очень узким и узким трещинам по классификации К.И. Багринцевой [1]. Трещинная проницаемость изменяется в диапазоне (0,4-26,2) * 10^-15 м². Значения микрокавернозности находятся в пределах 0,01-0,80 % при средних значениях 0,1-0,3 %.

Интегрирование результатов стандартных методик исследования макроструктуры пустотного пространства и рассматриваемой методики изучения его микроструктуры позволяет построить спектр распределения всех типов пустот, слагающих емкостное пространство породы. На рис. 4 в едином масштабе пористости приведены гистограммы распределения пористости для всех типов пустот в исследуемой выборке.

Таким образом, технология исследования вторичной пористости по результатам изучения электрических и емкостных параметров на образцах керна методом центрифугирования может рассматриваться как достаточно эффективный дополнительный способ изучения пород-коллекторов со сложной структурой пустотного пространства, повышающий достоверность петрофизического обеспечения ГИС.

Детальное исследование формы графиков Pп' =f(Кп') позволяет судить о структурных особенностях изучаемых пород и оценивать значения компонент, составляющих емкостное пространство коллекторов.

Применение данной методики петрофизических исследований позволило впервые решить задачу получения полного спектра распределения всех типов пустот, образующих емкостное пространство карбонатных коллекторов. Анализ изученной выборки керна показал, что полученные фактические данные в целом хорошо согласуются с принятой на месторождении классификацией коллекторов. Это позволяет привлекать полученную информацию и для обоснования типов коллекторов.

Детальное изучение структуры пустотного пространства на более представительном материале (особенно на крупных образцах керна) с использованием рассматриваемого метода исследований позволит более обоснованно подходить к решению задач дифференцированного подсчета запасов УВ в коллекторах со сложной структурой порового пространства и задач прогнозирования развития коллекторов различного типа по площади и в разрезе верхнефранских карбонатных отложений.

1. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. - М.: Недра,1982.
2. К вопросу петрофизических исследований карбонатных пород со сложной структурой пустотного пространства. / Г.А. Шнурман, А.Ф. Боярчук, А.Л. Брайловский и др. // Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. "Нефтегазовая геология и геофизика". - 1992. - Вып. 3. - С. 1-8.
3. Щеглов В.Б., Шипулин С.В. Особенности коллекторских свойств карбонатных пород Белокаменного месторождения // Недра Поволжья и Прикаспия. - Саратов, 1999. - Вып. 19. - С. 16-19.

Reef massif of the Pamiatno-Sasovsky oil field located within the Umetovsko-Linev paleodepression of Volgograd Povolzhye is an intratrough organogenic structure and composed of the Upper Devonian dolomites of Upper Frasnian substage. In the course of reef reservoirs microfracturing and microcavernosity, relationships between a value of relative resistance of rocks and a water-saturated part of porosity modelled by gradual cent-rifugating of core samples for the wells from productive part of the succession were tested

The discriminant analysis method was used for core samples classification by structure type capacity space. The critical values obtained allowed reliably to distinguish fracture, cavernous and intergranular types of porosity.

1 - Кпт, 2 -Кпк2, 3-Кпм,4 -Kпм

1 - Кпт по керну: 2 - Кпт по шлифам: 3 - Кпк2

1 - Кпп; 2 - Кпм; 3 - Кпк1; 4 - Кпк2; 5 - Кпт