К оглавлению

© Д.А. Асташкин, 2004

ВЛИЯНИЕ СТРУКТУРНО-ТЕКСТУРНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ СТРОЕНИЯ ПОРОД НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Д.А. Асташкин (ВНИГНИ)

На современном этапе основной прирост запасов УВ-сырья происходит за счет разработки большого числа сложных и низкопроницаемых коллекторов. Такие коллекторы характеризуются различной по масштабу неоднородностью строения, обусловленной литолого-фациальными условиями седиментации. Это приводит к большому разбросу точек на различных сопоставлениях фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и петрофизических параметров, а также создает различные проблемы интерпретации данных ГИС, например в случае тонкослоистого коллектора, что вызывает необходимость учета влияния литологических параметров на петрофизические.

На основе экспериментальных данных автором статьи подтверждена важность всестороннего изучения пород-коллекторов для создания достоверной петрофизической модели, а также выявлены некоторые аспекты влияния литологических параметров на ФЕС и петрофизические свойства пород.

Для анализа данного влияния существуют несколько подходов.

1. Сопоставляются непосредственно литологический и коллекторский параметры в цифровом формате, т.е. строятся связи типа пористость - карбонатность, пористость - глинистость, проницаемость - медианный диаметр зерен и т.д.

Зачастую подобного рода анализы носят обобщающий характер. Большинство исследователей приводят их в своих работах и на основании этого делают выводы о влиянии того или иного литологического фактора на ФЕС пород. Однако необходимо отметить, что коэффициент корреляции у этих связей очень низкий, а, следовательно, и их функциональность невелика. В первую очередь это связано с существующей и поныне некоторой неоднозначностью большинства методологий проведения гранулометрического анализа и интерпретации его результатов, а ведь практически все цифровые значения литологических параметров связаны именно с этим видом анализа. Также следует отметить, что корреляция несколько увеличивается при использовании тройных связей [2].

2. Псевдопалеточный метод. На связях петрофизических параметров Рн = f(K_B) приводится семейство кривых в зависимости от какого-либо литологического параметра. Этот параметр может быть выражен как количественно (С_гл = 0-10 %; 10-20 % и т.д.), так и качественно (минеральный состав цемента).

В данном случае анализируется только один литологический параметр. Конечно, литологическая модель применительно к петрофизике и интерпретации ГИС должна быть как можно проще, однако переходить грань примитивизма все же не следует.

Оцифрованная литология легче применима на практике, один ключевой параметр существенно упрощает дифференциацию разреза. Однако при комплексном применении литологических параметров связи получаются более тесные и достоверные.

Итак, эти два подхода могут носить как стратегический, общий, характер, так и индивидуальный для конкретных площадей.

3. Метод, основанный на дифференциации пород по литолого-петрофизическим типам. Он носит сугубо частный характер для каждого месторождения.

В разрезе выделяются литотипы по всему комплексу литологических характеристик (структура, текстура, минеральный состав), а затем анализируются ФЕС и петрофизические параметры этих литотипов. На основании полученных данных можно составить литолого-петрофизические типы пород. Каждый такой тип будет характеризоваться общностью как литологических, так и петрофизических параметров.

В подавляющем большинстве случаев литотипы группируются на сопоставлениях ФЕС (К_п =F(Кпр), К_п = f(K_OB) и др.) достаточно четко, но на петрофизических параметрах литологическая неоднородность разреза проявляется далеко не всегда. Неоднородность иногда сказывается практически на всех петрофизических параметрах, а иногда только на нескольких или вообще на одном.

Масштаб неоднородности, устанавливаемый по петрофизическим параметрам, может быть различным. Самая мелкая неоднородность - структурная, далее - текстурная (от мелкой до крупной) и чередование пород. Изучение влияния литологических параметров на петрофизические особенно важно в условиях сложнопостроенных, неоднородных разрезов пород-коллекторов. Основная задача петрофизики в данном случае - это создание модели, позволяющей выявить литологическую неоднородность по комплексу ГИС. Существующие для этого три основных метода имеют как свои положительные, так и отрицательные стороны, поэтому при изучении влияния литологических особенностей строения пород на петрофизические характеристики их необходимо либо комплексировать, либо выбирать наиболее подходящий.

В неокомских породах-коллекторах Нижне-Шапшинского месторождения были выделены три литолого-петрофизических типа пород (ЛПТ). Их основные параметры приведены в табл. 1.

Исследования показали, что минеральный состав обломочной части у всех ЛПТ одинаков (полевошпат-кварцевый), а минеральный состав глин тоже одинаков (гидрослюдисто-каолинитовый). По гранулометрическому составу все они относятся к мелкозернистым алевролитам. Теперь о различиях. Тип II пород хорошо сортированный, массивный, а типы I и III - слабосортированные и с тонкой слоистостью. В типе I пород цемент глинистый, пленочный контактного и порового типов и составляет 15-20 %. В типе II цемент карбонатный, пойкилитовый (20 %). В типе III пород цемент карбонатно-глинистый, глинистого цемента до 10-15 % (пленочный, контактного и порового типов), а карбонатного - 1-5 % (заполнения пор). Таким образом, результирующее влияние на ФЕС пород оказывают минеральный состав, структура и количество цемента. Из табл. 1 следует, что ЛПТ I и III, весьма схожие по пористости, проницаемости и гранулометрическому составу, существенно различаются по коэффициенту остаточной водонасыщенности.

Кроме того, при сопоставлении пористости со значениями естественной гамма-активности четко выделяется ЛПТ I (за счет повышенного содержания элементов ⁴⁰К и ²³²Th), а при сопоставлениях пористости, проницаемости с общей карбонатностью выделяется ЛПТ II. Сопоставление массовой глинистости с пористостью отражает довольно интересную картину. Для типа I очевидно уменьшение пористости с увеличением содержания пелитовой фракции, а у типов II и III, с карбонатной компонентой, пористость несколько увеличивается с ростом содержания C_гл. Для всех этих сопоставлений коэффициент корреляции низкий: Ig = f(Kп), r = 0,53; С_общ= f(Кп), r=0,79; C_гл = f(Kп), r= 0,36. На основных связях Р_н =f(К_В), r= 0,99; Р_п = f(Кп), r= 0,88; Dt = f(K_п), r = 0,97 породы не дифференцируются, зависимости носят единый характер, поэтому разрез можно интерпретировать как квазиоднородный.

Таким образом, в данном случае состав и тип цементации существенно влияют на ФЕС, но не позволяют дифференцировать породы по петрофизическим параметрам, и соответственно можно использовать упрощенную петрофизическую модель изучаемых пород.

При изучении образцов из отложений верхней перми и нижнего триаса Харьягинского месторождения возникла несколько иная ситуация. Здесь также были выделены три группы пород и также, как и в предыдущем случае, основными факторами, оказывающими наибольшее влияние на ФЕС, оказались минеральный состав, структура и количество цемента (рис. 1).

В ЛПТ I вошли алевролиты разнозернистые и мелкозернистые с глинистым цементом порового типа, в ЛПТ II - алевролиты и песчаники мелко-среднезернистые с карбонатным пойкилитовым цементом базального типа, в ЛПТ III - песчаники от мелко- до крупнозернистых с глинистым (хлоритовым) пленочным цементом первого типа (порода неконформно-зернистая) (табл. 2). В данном случае на некоторых связях для ЛПТ I и II можно провести единую зависимость и отдельно для ЛПТ III. Таким образом, были получены следующие раздельные зависимости: К_п = f(K_np), Р_н = f(K_B), Р_п = f(K_п), Dt = f(K_n), что говорит о существенном различии структуры порового пространства выделенных типов пород. Особенно ярко это проявилось в зависимости P_н = f(K_B): для типа III Рн = 1/Кв², r= 0,97, для типов I и II Р_н = 1/Кв^2,2, r= 0,93 (рис. 2).

При сопоставлении глинистости с пористостью какая-либо связь отсутствует - r = 0,09 (вероятно, сказывается наличие карбонатного материала во всех выделенных ЛПТ). При сопоставлении общей карбонатности с пористостью коэффициент корреляции составляет 0,76, но функциональность данной связи невысокая.

Таким образом, в данном случае результирующее влияние на петрофизические параметры оказывают не только минеральный состав цемента и глинистость, но и тип цементации. Интерпретировать данный разрез без учета выявленных структурных особенностей было бы не вполне корректно.

Породы парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения были дифференцированы на два типа [3]. Минеральный состав обломочной части практически идентичен. ЛПТ I представлен мелко-среднезернистыми песчаниками, сортированными, ЛПТ II - средне-мелкозернистыми песчаниками, сильно алевритистыми и слабосортированными (табл. 3).

Основное отличие - тип цементации: в ЛПТ I преобладают хлоритовый цемент крустификационной структуры и небольшое количество сульфат-доломитового цемента порового типа, во ЛПТ II количество цемента увеличивается, появляется мусковит, тип цементации становится поровым и базальным. При сопоставлении глинистости с пористостью какой-либо зависимости практически не наблюдается, r = 0,2. Получить раздельные связи для этих типов пород удалось для всех основных петрофизических зависимостей за исключением Р_п = f(K_п). В разрезе по ГИС эти два типа по характерным показаниям ГК также четко разделяются на верхнюю и нижнюю пачки. По данным исследования спектральной гамма-активности образцов керна повышенные значения для пород ЛПТ II обусловлены увеличением доли спектра ⁴⁰К и связаны, вероятно, с изменениями количественного и минерального состава цементирующего материала по сравнению с ЛПТ I.

В данном случае интерпретацию и достоверную оценку ФЕС по данным ГИС необходимо проводить с учетом влияния литологических особенностей строения пород на петрофизические параметры.

Таким образом, приведенные примеры позволяют предположить, что сопоставления глинистости с ФЕС и соответственно с петрофизическими параметрами не всегда корректны. Априори считается, что ухудшение коллекторских свойств тесно связано с увеличением содержания пелитовой фракции. Однако этот вывод носит частный характер для пород, в которых, во-первых, обломочная часть представлена исключительно неглинистыми минералами (известно, что глинистые минералы могут входить и в обломочную часть), во-вторых, цемент должен быть только глинистым по составу, в-третьих, по типу цемент должен быть либо контактовый, либо пленочный (при большом количестве цемента тесность связей существенно снижается).

В приведенных примерах основными факторами, оказывающими влияние на ФЕС и петрофизические параметры, являются тип и характер цементации, т.е. структурно-текстурные особенности породы.

Все три примера связаны с крупным чередованием различных литолого-петрофизических типов пород, поэтому они достаточно уверенно должны выделяться и оцениваться по данным ГИС. Более сложная ситуация возникает, когда масштаб неоднородности небольшой (тонкослоистые породы) и фиксируется по каротажу лишь интегральными характеристиками вследствие недостаточной вертикальной разрешающей способности практически всех видов ГИС.

Породы-коллекторы викуловской свиты (Ем-Еговское, Каменное месторождения) представлены преимущественно песчаниками и алевролитами с различной по мощности и типу слоистостью. В таких условиях достоверное выделение и оценка коллекторов достижимы лишь при учете влияния параметров слоистой неоднородности пород [1]. Литологический параметр, используемый в подобных случаях, - слоистая (агрегатная) глинистость , выражающаяся отношением толщины глинистых прослоев h_гл к общей толщине Н керна. Однако в данном случае мы предлагаем использовать параметр слоистости . Дело в том, что слоистость может быть выражена прослоями не только глинистых минералов, но и любых других, отличных от основной, фоновой, породы. Кроме того, зачастую наибольшее влияние на петрофизические и фильтрационно-емкостные параметры оказывают не вариации минерального состава, а структурно-текстурные особенности породы.

При изучении шлифов из отложений викуловской свиты хорошо видно, что в основной, более светлой, части глинистые частицы и частицы детрита имеют изометричную, округлую форму и их размеры не превышают 0,01-0,02 мм. В то же время прослои формируются и хорошо видны за счет скоплений удлиненных ориентированных частиц детрита. Толщина прослоев колеблется в широких пределах и визуально маркируется в образце начиная с 0,05-0,1 мм, Размер детритовых частиц в слойках в длину от 0,1 до 3,0 мм, толщина около 0,02-0,01 мм, а число и размер глинистых частиц остаются такими же или незначительно увеличиваются.

Для более углубленного изучения природы слоистости были проведены геохимические исследования методом пиролиза на автоматизированном приборе SR-Analyzer фирмы Humble Instruments & Services (США) - аналоге Rock-Eval.

Первоначально для пиролиза был отобран самый темный прослой достаточной мощности, который удалось отделить от основной породы. Проведенные исследования показали, что это алевролит с большим количеством органического вещества (ОВ), представленного остатками водорослей, коломорфным сапропелевым ОВ и многочисленными черными углистыми включениями. Высокое содержание ОВ в этом прослое подтверждается данными определения С_орг, равное 3,6 %. Порода обладает высоким нефтегазоматеринским потенциалом (S₁+S₂=3,75 мг/г). Содержание битума в породе, по данным экстракции и люминесцентного анализа, составляет 0,07-0,08 %, что свидетельствует о слабой преобразованности ОВ.

Далее эти геохимические характеристики были изучены на образцах с различной степенью слоистости. Результаты этих исследований приведены в табл. 4.

Нетрудно заметить достаточно четкую связь параметров слоистости и С_орг, а также то, что в основном наличие слоистости связано с тяжелыми неподвижными смолисто-асфальтеновыми компонентами битумов (S₂), а наличие подвижных УВ-компонентов насыщающего флюида (S₁) не оказывает существенного влияния на .

Таким образом, можно утверждать, что слоистость изучаемых пород обусловлена не столько повышенным содержанием глинистых минералов, сколько увеличением содержания растительного детрита в прослоях.

При исследовании керна викуловской свиты указанных месторождений было выделено несколько ЛПТ. При этом основным определяющим фактором были текстурные особенности пород, в частности тип и характер слоистости. Так, для Ем-Еговского месторождения возможно выделение четырех основных типов: первый - породы, характеризующиеся массивной текстурой; второй - породы с тонкой полого-волнистой слоистостью; третий - переслаивание алевролитов глинистых темно-серого цвета с тонкой неясно выраженной горизонтальной слоистостью, часто со следами биотурбации, и алевролитов светло-серого цвета с тонкой четкой горизонтальной, направленно изменяющейся слоистостью; четвертый - алевролиты сильноглинистые с тончайшей неясно выраженной слоистостью, образованной за счет ориентированно расположенных частиц. Кроме того, в данном разрезе присутствуют породы с текстурами нарушенной слоистости, в частности с текстурами оползания, однако они явно носят подчиненный характер, поэтому выделять их в отдельный тип нецелесообразно.

На полноразмерном керне было проведено профильное определение коэффициента газопроницаемости с шагом 1 см (рис. 3). Установлено, что слоистость оказывает существенное влияние на проницаемость, в то же время пористость пород варьируется в достаточно узких пределах - от 20,5 до 29,0 % (табл. 5).

Все основные исследования проводились на стандартных цилиндрических образцах диаметром 30 мм (ясно, что такой образец не может в полной мере отражать слоистость литотипа, выделенного на полноразмерном керне). Основные петрофизические связи по выделенным типам пород не дифференцируются. Если проводить литотипизацию по цилиндрическим образцам, то число типов многократно возрастает, что существенно осложняет петрофизическую модель. Поэтому и был введен литологический параметр слоистости , характеризующий наиболее важный и определяющий аспект неоднородности строения пород викуловской свиты.

Если из коллекторских свойств наибольшее влияние на проницаемость оказывает слоистость, то из геофизических характеристик ее влияние максимально проявляется при измерении удельного электрического сопротивления пород. Поэтому наиболее значимо сопоставление параметра слоистости с электрическими или электрохимическими свойствами, в частности с диффузионно-адсорбционной активностью (A_да).

Определение А_да проводилось на обычной электрохимической ячейке, в которой образец разделял два раствора: 15,0 и 1,5 г/л NaCl. Значение А_да зависит от многих факторов: химико-минерального состава пород, химического состава соприкасающейся с поровой и насыщающей породу вод и их концентраций, степени насыщения породы раствором, плотности и степени дисперсности породы.

Для выявления связи слоистости с геофизическими параметрами пород по данным определения на образцах А_да была рассчитана относительная амплитуда потенциала собственной поляризации () по формуле  

При сопоставлении  с содержанием пелитовой фракции (С_гл) видно, что теснота связи достаточно слаба (r = 0,79), хотя и просматривается общая тенденция роста значений   с увеличением С_гл.

В то же время связь  и  характеризуется более высокой теснотой (r = 0,97) и может служить основой для оценки слоистости викуловских отложений по данным ГИС.

Учитывая интегральный характер показаний ГИС в неоднородных отложениях, можно сказать, что влияние слоистости проявляется в отношении значений удельного электрического сопротивления пород, определенных по данным каротажа и измеренных на образцах керна с естественной насыщенностью. На наличие в пласте прослоев указывает заниженное значение удельного сопротивления пород по материалам ГИС относительно данных керна, значение которого определяется контрастностью значений удельного сопротивления прослоев и вмещающих пород, их водонасыщенностью.

Для определения нефтенасыщенности в пластах-коллекторах, характеризующихся как слабо- и существеннослоистые, достоверное решение задачи достигается при надежном установлении удельного сопротивления пластов с учетом коррекции пона образцах керна. Эта достоверность в условиях неоднородного строения отложений и наличия протяженных недонасыщенных переходных зон достигается путем сопоставления найденных по данным ГИС значений удельного сопротивления пластов с критическими значениями водонасыщенности, определенными на образцах керна, обеспечивающих полученные из коллекторов притоки безводной нефти, нефти с водой и чистой воды.

Достоверность оценки характера насыщенности коллекторов викуловской свиты Ем-Еговского и Каменного месторождений и прогнозирования состава возможного притока с учетом  подтверждается пообъектным сопоставлением результатов, полученных в интервалах нефте-, нефтеводо- и водоносных отложений викуловской свиты, с результатами испытаний скважин (рис. 4).

Проведенные исследования позволяют утверждать, что в условиях неоднородности отложений, связанных с микрослоистостью породы, достоверное установление характера и оценка нефтенасыщенности по данным ГИС достижимы при учете влияния параметра слоистой неоднородности пород, оцениваемого по результатам изучения керна.

Таким образом, на основании экспериментальных работ обосновано, что на петрофизические параметры и ФЕС результирующее влияние оказывают не столько минеральный состав цемента и глинистость, а сколько текстура и структура породы (тип цементации, слоистость). Глинистость всегда оказывает влияние на ФЕС, но не всегда однозначное и решающее.

Для пород с карбонатным цементом (или даже с небольшой его примесью) многие литологические параметры (глинистость, сортировка, окатанность, медианный диаметр зерен и др.) некорректно сопоставлять с ФЕС и петрофизическими характеристиками.

Литологическую неоднородность не всегда возможно, а главное, нужно (для практических целей), выявлять по петрофизическим параметрам.

Перед началом петрофизических исследований необходимо проводить литологические. Первоначально выделяются литотипы, а затем и литолого-петрофизические типы пород. Создавать петрофизическую модель сложнопостроенных пород-коллекторов необходимо с учетом их литологических особенностей.

Литература

1. Асташкин Д.А. Тонкослоистые коллекторы продуктивных отложений Западной Сибири / Д.А. Асташкин, Э.Г. Рабиц // Прогноз, поиски, разведка и разработка месторождений нефти и газа. - М.: ВНИГНИ, 2002.

2. Гусейнов А.А. О корреляционной связи между фильтрационно-емкостными и литологическими свойствами пород: Тр. ВНИГНИ. - М.: ВНИГНИ, 1974. - Вып. 156.

3. Петерсилье В.И. Газонасыщенность коллекторов Ковыктинского месторождения / В.И. Петерсилье, Е.А. Капранова, Э.Г. Рабиц, Т.В. Флоренская // Прогноз, поиски, разведка и разработка месторождений нефти и газа. - М.: ВНИГНИ, 2002.

Abstract

The article deals with aspects associated with possible differentiation in productive sections of litho-petrophysical types of rocks with different rock and fluid system characteristics based on analysis of detailed petrop- hysical studies. It is shown a possibility of layer parameter estimation of thin-layered reservoirs of Cretaceous formations (Vikulov suite) of West Siberia and constructing by its use a petrophysical model of the field.

Таблица 1 Основные фильтрационно-ёмкостные и литологические параметры выделенных ЛПТ пород Нижне-Шапшинского месторождения

ЛПТ	Кп, %	Кпр, мкм^2	Собщ, %	Гранулометрический состав, %			Ков, %
				Песчаная фракция	Алевритовая фракция	Пелитовая фракция
I	9.4-15.7	0,06-0.52	0-0.6	1,8-13,1	40.9-65.1	31.8-57.3	70,5-98,2
	11,7	0,21	0,21	5,23	51,6	43,1	88,2
II	1.5-7.9	0.02-0.1	12,4-19.1	16.7-27.2	52,1-69.0	12.7-20.7	60,3-98,4
	4,3	0,03	16,2	23,4	60,4	16,2	85,3
III	7.9-20.3	0.22-9.92	0-9.1	0.5-25,4	38.3-65.5	19.1-43.0	23.4-47.5
	14,2	1,50	4,3	14,1	55,8	30,1	37,6

Примечание. В числителе - пределы значений, в знаменателе - среднее значение.

Таблица 2 Основные фильтрационно-ёмкостные и литологические параметры выделенных АПТ пород Харьягинского месторождения

ЛПТ	Кп %	Кпр, мкм^2	Собщ, %	Гранулометрический состав, %
				Песчаная фракция	Алевритовая фракция	Пелитовая фракция	Ков, %
1	13.4-23.6	0.37-52.5	0-5,5	0,1-25,9	58,2-78.9	11.1-22.3	45,8-59.6
	20,3	2,28	1,1	13,1	71,0	15,9	54,3
II	7.8-21.6	0.04-3.73	1,1-17.5	2.8-61.9	23.8-86.1	4,8-14.3	62.9-92.0
	13,2	2,45	11,0	31,1	58,7	10,2	70,0
III	22.5-31.9	76.2-40.15	0-9.1	37,9-95.0	3.4-47.8	0.6-15.9	16.2-35.5
	28,4	788,9	0,7	61,7	27,6	10,5	25,3

Примечание. В числителе - пределы значений, в знаменателе - средние значения.

Таблица 3 Основные фильтрационно-емкостные и литологические параметры ЛПТ пород Ковыктинского месторождения

ЛПТ	Кп, %	Кпр, мкм^2	Гранулометрический состав, %			Ков, %
			Песчаная фракция	Алевритовая фракция	Пелитовая фракция
I	7.9-21.5	2.5-142.5	66.9-82.1	7,2-22,0	10.7-15.9	13.3-37.4
	15,2	19,9	72,6	13,8	13,6	26,0
II	4.8-18.9	0,09-31,3	63.0-79.8	5.9-19.5	11.3-19.1	27,9-77,4
	13,2	1,2	72,8	12,2	15,0	42,8

Примечание. В числителе - пределы значений, в знаменателе - средние значения.

Таблица 4 Результаты геохимических исследований пород викуловской свиты Ем-Еговского месторождения

Номер образца	, %	Сорг, %	ХБА, % (люминесценция)	Данные пиролиза
				S1, мг/г	S2, мг/г	Tmax, °C
7002-8-1	0	0,07	0,005	0,09	0,39	388,4
7002-10-1	20	0,14	0,01	0,13	0,39	411,6
7002-10-3	50	0,98	0,02	0,21	0,81	431,6
7002-4-1	75	1,87	0,03	0,14	1,29	434,0
7002-9-2	80	1,16	0,03	0,14	0,82	431,3
2340-4-2	100	1,87	0,03	0,24	1,43	436,3

Таблица 5 Основные фильтрационно-емкостные и литологические параметры выделенных ЛПТ пород Ем-Еговского месторождения

Номер образца	Кп, %	Кпр, мкм^2	Ада, мВ	, доли ед.	Гранулометрический состав фракции, %
					> 0,1	0,1-0,05	0,05-0,01	< 0,01
2582-3	-	-	18,5	0,6	-	-	-	-
2583-3-1	25,6	5,5	20,4	0,6	0,5	4,1	54,1	41,3
2582-3-2	26,4	5,3	16,7	0,5	0,5	7,3	77,9	14,3
2582-3-3	27,6	9,4	11,8	0,2	1,6	6,3	73,1	19,0
2582-3-4	24,7	2,9	23,5	0,7	0,9	8,5	63,6	27,0

Рис. 1. ВЛИЯНИЕ ТИПА ЦЕМЕНТАЦИИ НА ФЕС ПОРОД

А - тип I - алевролит кварцевый, цемент глинистый (гидрослюдисто-каолинит-хлоритовый) порового типа (до 30 %), К_п - 17,7 %, К_пр - 4,2 мкм²; Б- тип II - песчаник мелкозернистый, полимиктовый, цемент представлен карбонатом кальция пойкилитовой структуры и базального типа (до 20 %), К_п - 7,8 %, К_пр - 0,04 мкм²; В- тип III - песчаник кварцевый, средне-мелкозернистый, цемент пленочный (тонкие крустификационные оболочки хлорита первого типа (до 5-7 %), К_п - 31,8 %, К_пр - 2177 мкм²

Рис. 2. ВЛИЯНИЕ ТИПА ЦЕМЕНТАЦИИ НА ЗАВИСИМОСТЬ Рн = f(К_в) ДЛЯ ПОРОД ХАРЬЯГИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Тип цемента: 1 - глинистый поровый, 2 - карбонатный пойкилитовый, 3 - глинистый пленочный

Рис. 3. ВЛИЯНИЕ СЛОИСТОСТИ НА ФЕС И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ЕМ-ЕГОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ВИКУЛОВСКАЯ СВИТА)

1 - профиль зондовой проницаемости; 2 - проницаемость по стандартным образцам; 3 - место выбуривания стандартного образца из полноразмерного керна

Рис. 4. СОПОСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ОЦЕНКИ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ r_п И ПОРИСТОСТИ r_пч, ПОЛУЧЕННЫХ ПО ДАННЫМ ИСПЫТАНИЙ И ГИС С УЧЕТОМ (А) И БЕЗ УЧЕТА (Б) ВЛИЯНИЯ ПАРАМЕТРА СЛОИСТОСТИ НА ПРОВОДИМОСТЬ ПОРОД

Притоки: 1 - нефть, 2 - нефть с водой, 3 - вода