Полный текст

Введение Для ряда районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) (Башкортостан, Татарстан и др.) установлены многочисленные проявления битуминозных песчаников [1-4]. Породы в этих случаях представляют собой нафтиды (мальта, асфальты и асфальтиты), запасы которых практически не извлекаемы современными методами. Присутствие битумов окрашивает породы в черный цвет, в литературе за ними закрепился термин «черные песчаники». Битуминозность «черных песчаников» принято отождествлять с окислением нефти на древних водонефтяных контактах (ВНК). Обнаружение в терригенных коллекторах пашийского горизонта Ромашкинского месторождения битуминозных песчаников еще с 60-х гг. XX в. объяснялось В.А. Ретушем (1965 г.) как проявление в разрезе следов древнего ВНК. Наиболее полно процесс влияния древних ВНК рассмотрен в трудах Р.С. Сахибгареева [1, 5, 6]. Согласно его представлениям, которые взяты за основу в данной работе, на уровнях стабилизации ВНК происходят два противоположных процесса - разуплотнение (растворения) и цементация горных пород. Непосредственно на месте ВНК в целом преобладает разуплотнение горных пород, поскольку растворенные компоненты не в полном объеме выпадают из подошвенных вод. В результате на месте древних ВНК происходит образование остаточных продуктов окисления нефти в виде твердых битумов. Битуминозные продукты окисления нефти могут экстрагироваться последующими порциями углеводородов, причем экстракция происходит избирательно. В наибольшей степени признаков битуминозности лишаются наиболее проницаемые коллекторы, для которых признаки начальной битуминозности сохраняются в тупиковых микро-участках пор. Менее проницаемые породы, напротив, благодаря сохранению битумов, контрастно выделяются в геологическом разрезе в виде темных линзовидных и полосчатых обособлений. Неравномерная экстракция битумного вещества может придавать породам в зонах древних ВНК вид послойной битумной пигментации, а в случае интенсивной экстракции во всем геологическом разрезе приводить к полному осветлению пород. Именно такие условия, на взгляд авторов, преобладают в случае визейских коллекторов Соликамской депрессии. Для данных эксплуатацион-ных объектов распространение битуминозных «черных песчаников» с коллекторскими свойствами выше граничных значений в целом не характерно. Вместе с тем для нефтенасыщенных интервалов визейских коллекторов установлены аномально высокие удельные электрические сопротивления (УЭС), в ряде случаев превышающие 1000 Ом∙м. Коллекторы с аномально высокими УЭС в основном встречены на территории Соликамской депрессии, хотя есть единичные примеры и для других районов Пермского края. По данным керна высокоомные нефтенасыщенные коллекторы практически не выделяются в геологическом разрезе и представлены обычно светлыми серыми песчаниками. В связи с отсутствием явных признаков битуминозности визейских коллекторов для территории Пермского края формирование залежей ранее никогда не рассматривалось в связи с древними ВНК. В работах [7-9] приведены результаты рентгенотомографических исследований керна, показавшие, что в условиях интервалов аномально высоких УЭС породы абсолютно не принимают воду. Это рассматривается как следствие проявления сильной гидрофобизации коллекторов [7-10]. Согласно современным представлениям, полная гидрофобизация коллекторов крайне редка и обычно характерна исключительно для нефте-материнских пород [11, 12]. Очевидно, что визейские высокопроницаемые пласты не могут рассматриваться в качестве нефте-материнских. На взгляд авторов, гидрофобизация коллекторов является остаточным следствием переформирования залежей на древних ВНК. Отсутствие же битумов в коллекторах связано с активным флюидообменом резервуаров в результате нескольких этапов поступлений углеводородов. Применительно к визейским эксплуатационным объектам Соликамской депрессии, согласно современным представлениям, предполагается как минимум два основных этапа поступлений углеводородов [13, 14]. Первоначально в конце позднекаменноугольной эпохи в главную зону нефтегазообразования вступила основная для территории исследования нефтегазоматеринская толща доманикового возраста. В результате был сформирован первоначальный (древний) ВНК, просуществовавший длительное геологическое время. Это привело к развитию окислительных процессов в коллекторах переходной водонефтяной зоны. Затем в раннепермскую эпоху (ассельско-сакмарский век) по мере интенсивного прогибания Соликамской депрессии на достаточные для реализации генерационного потенциала глубины опустились богатые органическим веществом глинистые отложения нижнего карбона. В результате в залежь поступила новая порция углеводородов, сформировав ВНК, близкий к современному. Реализации этого процесса во многом способствовали большие амплитуды локальных положительных структур Соликамской депрессии, которые обеспечили разобщение вторичных неоднородностей, связанных со стабилизацией древнего ВНК, в условиях многоэтапного поступления углеводородов в ловушки. Необходимо заметить, что проблема исследо-вания древних ВНК в данных условиях имеет не только большое теоретическое, но и практическое значение. Особенно сильно фактор смачиваемости влияет при оптимизации разработки месторождений путем заводнения [11, 15-17]. Для визейских эксплуатационных объектов Соликамской депрессии как раз особенно актуальна проблема недостаточно эффективной закачки воды. Для некоторых участков наблюдается снижение приемистости уже в первый месяц работы, в результате чего не достигается проектная степень компенсации отборов нефти закачкой [18]. Кроме этого, зоны гидрофильных и гидро-фобных коллекторов значительно отличаются в характеристиках добычи нефти, что определяет ее ключевую роль при выборе методов повышения нефтеотдачи [19-22]. Таким образом, детальная проработка данного вопроса позволит применительно к визейским эксплуатационным объектам более обоснованно подходить к выработке оптимальных решений при их эксплуатации. Формирование зон разуплотнения и цементации в условиях стабилизации древних ВНК Проблему влияния древних ВНК на современную нефтегазоносность первым поставил Г.И. Теодорович (1944), связавший пиритизацию пород с признаком стабилизации ВНК Бугурусланского месторождения. О.А. Радченко и В.А. Успенский (1952) показали, что нефть в результате анаэробного окисления может постепенно переходить в мальту, а затем - в асфальт. В зоне развития древних ВНК установлены изменения полевых шпатов в сторону процессов их каолинизации [23] и особенно пелитизации [24]. При этом высокая степень изменения полевых шпатов обычно дополняется пигментацией их битумным веществом. Проведенный в работе [1] анализ коэффициента пелитизации [25] показал, что для месторождений Западно-Сибирской НГП максимум пелитизации наблюдается вблизи современного ВНК. Значительно меньшими изменениями характеризуются песчаники как законтурной зоны, наиболее удаленной от ВНК, так и нефтяной части, не затронутой влиянием ВНК. Основной причиной интенсивного изменения пород является образование в зонах стабилизации ВНК агрессивных по отношению к минералам компонентов. Многочисленными исследованиями установлено совместное присутствие в природных экосистемах сульфатредуцирующей и метан-образующей микрофлоры. Сульфатдренирующая микрофлора, окисляя органическое вещество и восстанавливая сульфаты, поставляет для метан-образующей микрофлоры энергетические субстраты (СО2, органические кислоты и др.). При этом за счет снижения рН водной среды создаются благоприятные условия для развития метанобра-зующих бактерий [1]. Кроме этого, подошвенные воды залежи могут обладать значительным агрессивным потенциалом, хотя бы за счет повышенного содержания в них органических растворителей, которые вместе с новообразованными агрессивными компонентами при окислении углеводородов на ВНК могут растворять минералы. В условиях бактериального метанообразования на ВНК разжижение тяжелой нефти с высадкой из нее смолисто-асфальтеновых компонентов может происходить даже без дополнительного поступления углеводородов. При этом расширение объема залежи предполагает увеличение битумсодержащих сред, существенно выщелоченных при участии кислых продуктов метаболизма сульфатредуци-рующих микроорганизмов. При температурах менее 100 ºС возможно развитие двух разнонаправленных процессов. С одной стороны, происходит высаживание минералов за счет подщелачивания среды в результате потребления органических кислот и углекислоты метанобразующей микрофлорой. В работе [26] приведены лабораторные экспе-рименты, подтвердившие для карбонатных минералов возможность при окислении органи-ческого вещества смещения равновесия в системе в сторону высадки кальцита. В условиях пласта это может приводить к выпадению вторичного кальцита из растворенных вод с частичным заполнением им пустотного пространства коллекторов. Так, для ряда месторождений Волго-Уральской НГП установлены примеры связи в приконтурной зоне аутигенного кальцита и твердого битума [27]. Примеры кальцитовой цементации терригенных коллекторов в зонах ВНК описаны Ю.В. Щепеткиным (1966, 1968, 1976), О.А. Черниковым (1969), В.Ф. Козловым (1974). В противовес выпадению минералов происходит их растворение за счет выделения кислых продуктов метаболизма сульфатдренирующими бактериями (СО2, органические кислоты и др.). В работе [28] для терригенных коллекторов месторождений Волго-Уральской НГП в зоне ВНК приведены примеры растворения ангидритового цемента в условиях действия сульфатредуцирующих бактерий. Таким образом, в районе ВНК одновременно происходят как растворение, так и цементация горных пород. Степень выраженности зон разуплотнения и цементации горных пород зависит от характера развития ВНК. В результате поступления дополнительных объемов углеводородов происходит смещение ВНК вниз по разрезу, что ведет к емкостному росту резервуара (прогрессивный тип изменения ВНК). В этом случае не все растворенные минералы и не в полном объеме выпадают в соответствующей зоне цементации. Очень плотные кварцитовидные песчаники оказываются недоступными для агрессивных компонентов, которые проникают в менее окварцованные участки, а при сильном флюидообмене превращают их в высокоемкие рыхлые разности. Наиболее наглядно избирательное растворение кварцевого цемента проявляется в битумосодержащей зоне растворения. Сильно окварцеванные участки выделяются светлой окраской на фоне темно-серых или почти черных битумосодержащих разностей. Последние до разуплотнения отличались от кварцитовидных разностей несколько большей пористостью, значение которой в связи с растворением увеличилось в 1,2-2,0 раза. При частичном расформировании ловушки ВНК перемещается вверх по разрезу (регрессивный тип). В этом случае в явном виде процессы цементации превалируют над растворением. В целом процессы окварцевания в зоне цементации затормаживаются глинистым материалом, однако при содержании глинистого цемента менее 5 % тормозящий эффект почти не проявляется [1]. Вторичные изменения коллекторов на древних ВНК в процессе формирования нефтяных залежей При быстром формировании нефтяных залежей процессы растворения минералов на древних ВНК выражены слабее. Наибольший окислительный эффект наблюдается в условиях длительного и медленного поступления углеводородов. Наиболее агрессивные среды, судя по вторичным изменениям пород, создавались в условиях, где не только происходило растворение сульфатов и карбонатов, но и непосредственно растворялся кварц. В зонах стабилизации древних ВНК наблюдается интенсив-ная коррозия различных породообразующих минералов. Обильные признаки коррозии кварцевых зерен наблюдаются в зонах, содержащих твердый битум. Кремнозем, мобилизованный в растворы на древних ВНК, как правило, не выносится за пределы структуры. В результате многоэтапного формирования залежей наблюдается перераспре-деление кварца в пределах ловушек, что обусловлено затруднением водообмена на древних ВНК. Формирование вторичных неоднородностей в этом случае происходит на значительном удалении от замка антиклинальной ловушки благодаря дефициту поступающего углеводорода. Проблема вторичных изменений горных пород на современных ВНК наиболее детально изучена Р.С. Сахибгареевым (1989) для терригенных залежей Южной Прибалтики. В результате получена следующая вертикальная модель зональности пород по геологическому разрезу. К верхней части разреза (выше ВНК) обычно относятся сцементированные малопористые нефтенасыщенные песчаники без признаков корродированности. Для данных пород даже в условиях полной регенерации зерен кварца (5-8 %) сохраняется относительно большой объем емкостного пространства. Ниже, непосредственно в переходной зоне ВНК, происходит разуплотнение пород. В ее верхней части залегают битумосодержащие песчаники со следами интенсивной коррозии, которые за счет неравномерной пигментации асфальтом приобретают пятнистую темно-серую, а порой черную окраску. Открытая пористость битуминозных песчаников по сравнению с нефтенасыщенными разностями увеличивается в 1,5 раза, а проницаемость - на порядок. Мощность битумной зоны составляет 2-3 м, иногда больше в зависимости от условий нисходящего распространения агрессивных продуктов окисления нефти и водообмена, обеспечивающего вынос растворенных веществ. Ниже поверхности ВНК следуют светло-серые, почти рыхлые водонасыщенные песчаники (мощность не более 2 м), по степени корродирован-ности кварцевых зерен близкие к битуминозным. Для зоны разуплотнения характерно уменьшение содержания регенерационного кварца до 1 %, окварцевание остается лишь на труднопро-ницаемых микроучастках. Ниже зоны разуплотнения (с удалением от переходной зоны ВНК) концентрация агрессивных компонентов в подошвенных водах уменьшается, и труднорастворимые компоненты достигают фазы перенасыщения. Это ведет к цементации и формированию плотных кварцитовидных песчаников (мощность не более 2 м) с пористостью менее 3 %. Содержание регенерационного кварца в них может превышать 15 %, что практически лишает породы эффективной емкости. Эти песчаники, помимо максимального привноса кремнезема, могут отличаться интенсивной пиритизацией (изометрические агрегаты пирита размером до 0,5 мм). Еще ниже по разрезу степень окварцевания снижается, и по содержанию регенерационного кварца породы приближаются к однотипным нефтенасыщенным. Параллельно с уменьшением степени окварцевания песчаников вниз по разрезу исчезают и признаки пиритизации [1]. Оценка смачиваемости коллекторов по материалам исследований керна и геофизических исследований скважин Приведенные в предыдущем разделе выводы получены на основе анализа условий современных ВНК. Диагностика древних ВНК затрудняется тем, что слои битуминозных песчаников, как правило, занимают в геологическом разрезе не строго горизонтальное положение [29]. Помимо этого, в высокоемких, но относительно низкоамплитуд-ных ловушках за счет слияния зон растворения нескольких древних ВНК при многоэтапном формировании залежей может быть охвачена почти вся нефтенасыщенная среда, за исключением труднопроницаемых пород. В еще большей степени усложняется анализ при частичной экстракции битумов в зависимости от проницаемости коллекторов. Поэтому при исследовании древних ВНК необходим комплексный анализ, прежде всего базирующийся на данных геофизических исследований скважин (ГИС) и кернового материала. Наиболее информативным при изучении битуминозной нефти и, соответственно, смачиваемости пород по ГИС является метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) [30-36]. Однако в Пермском крае интенсивная битуминоз-ность коллекторов является относительно редким явлением. В связи с этим исследования ЯМР в основном проводятся только на керне [37], а в скважинах носят эпизодический характер. В отличие от ЯМР, электрические методы входят в стандартный комплекс ГИС, полностью характеризуя геофизический разрез всех скважин. Наиболее достоверными при оценке УЭС представляются исследования методом бокового каротажа (БК). Благодаря применению экрани-рующих электродов при БК достигается уменьшение влияния промывочной жидкости, снижаются экранирующие эффекты, что позволяет исследовать пласты малой толщины [38, 39]. Кондиционными для оценки УЭС пластов по методу БК являются данные скважин, заполненных промывочной жидкостью на водной основе с удельным сопротивлением ƍс от 0,03 до 3 Ом∙м. При исследованиях керна необходимо комплексировать данные стандартных исследований (определение пористости Kп, водонасыщенности Kв, проницаемости k и др.), специальных методов оценки смачиваемости (рентгеновская томография керна и др.) и микроскопического анализа шлифов. Комплексный анализ этих данных с увязкой УЭС по ГИС для визейских нефтенасыщенных кол-лекторов проведен в работе [40]. Обобщая результаты, можно выделить четыре типа нефтенасыщенных коллекторов: высокопористые гидрофобные; битумизированные малопористые с сильными признаками гидрофобности; с приз-наками гидрофобности и гидрофильные. Гидрофобные по данным томографии образцы керна встречены в интервалах высокоомного разреза с УЭС > 600 Ом∙м. Светлые без признаков битумизации образцы имеют Kп > 20 %, а образцы с битумным цементом - Kп в диапазоне 11-13 %. При этом проницаемость светлых высокопористых образцов на порядок выше, чем у битуминозных. Образцы с признаками гидрофобности в основном встречены в интервалах с УЭС от 120 до 600 Ом∙м; для гидрофильных коллекторов характерны УЭС < 100 Ом∙м [40]. Для более детального изучения пород в настоящей работе проведен микроскопический анализ шлифов, изготовленных из центральной части кернов. На шлифах изучены минеральный состав пород и их включений, а также текстурно-структурные особенности пород. Фотографии шлифов для коллекторов с различным типом смачиваемости приведены на рис. 1. Как было показано выше, одним из сопутству-ющих признаков древних ВНК является пиритизация пород. Образование пирита связывается с деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий за счет взаимодействия водных растворов, содер-жащих железо, с сероводородом, обычно выделя-ющимся в результате разложения органических остатков. Пиритизация связана с обильным водообменом, при котором железо выпадает из подошвенных вод. Анализ минерального состава визейских коллекторов показал присутствие пирита в 75 % шлифов, изготовленных из гидрофильных образцов керна с умеренными по данным томографии признаками гидрофобности, в то время как в гидрофобных образцах пирит отсутствует. Это хорошо согласуется с данными Р.С. Сахибгареева (1989), согласно которым в зоне окисления пирит неустойчив и при наличии свободного кислорода легко переходит в сульфат окиси железа. Последний разлагается на нерастворимую гидроокись железа (лимонит) и свободную серную кислоту, переходя-щую в раствор. Кроме этого, отсутствие пирита в битумосодержащих средах зоны растворения может быть связано с образованием железо-органических комплексов, которые могут проявлять устойчивость к воздействию сероводорода [1]. а б в г Рис. 1. Фотографии шлифов керна со скрещенными николями: а - гидрофобный образец (цилиндр 84911); б - битумизированный образец с сильными признаками гидрофобности (цилиндр 66541); в - образец с признаками гидрофобности (цилиндр 101116); г - гидрофильный образец (цилиндр 108484) Характеризуя исследованные шлифы, можно говорить, что в основном зерна представлены кварцем (от 69 до 89 %), другие минералы имеют явно подчиненное значение. В теории должно происходить перераспределение кварца в процессе многоэтапного формирования залежей путем уменьшения его концентрации в зоне влияния древних ВНК и осадки в законтурных зонах по ходу движения подошвенных вод. Однако, скорее, здесь можно оценивать масштабы растворения кварца в процессе формирования залежей, но не масштабы его осаждения за пределами контура влияния древнего ВНК. Поэтому отсутствие существенных отличий для рассмотренных типов коллекторов по содержанию кварца нельзя рассматривать как какое-то противоречие. Более важным является то, что по данным анализа шлифов кварц на кернах с признаками гидрофобности имеет значительно более рельефные границы зерен, что, вероятно, указывает на следы его растворения. Инкорпорационные контакты характерны для всех шлифов из образцов с признаками гидрофобности (см. рис. 1, а-в), причем именно для гидрофобного высокопористого образца (УЭС = 1800 Ом∙м) встречен наиболее рельефный микростилолитовый тип межзерновых контактов (см. рис. 1, а). Необходимо заметить, что для наиболее высокопористых рыхлых образцов (Kп > 20 %) шлифы характеризуют наиболее плотную часть керна. Например, оценка Kп по шлифу (см. рис. 1, а) составляет не более 10 %; при оценке Kп на стандартном 30-миллиметровом керне Kп = 21,4 %. Это позволяет предположить еще большие реальные отличия кернов данного типа от других. Значительно менее пористым (Kп = 13,5 %) и на порядок менее проницаемым (k = 0,055 мкм2) является гидрофобный образец (УЭС = 620 Ом∙м). Содержание глинисто-битуминозного агрегата в шлифе составляет 10 %, возле зерен кварца видны черные глинисто-битуминозные примазки (см. рис. 1, б). Вместе с тем, учитывая относительно низкую плотность твердых битумов, эффект разуплотнения для данного типа пород во многом также сохраняется. Пути затрудненного водообмена в шлифе фиксируются в виде мелких микростилолитовых контактов, выполненных глинисто-битумным веществом. Присутствующие в шлифе стилолитовые элементы, вероятно, отражают процессы растворения пород на путях фильтрации агрессивных сред. Их образование неверно рассматривать в связи с миграцией по ним битумного вещества, так как битумы стилоли-товых швов образуются в основном путем пас-сивной концентрации аналогично нерастворимому остатку пород [1]. Для гидрофильных образцов в шлифах наиболее характерны линейные и конформные контакты, инкорпорационные встречаются реже. Зерна для гидрофильных образцов являются наиболее окатанными, что может рассматриваться как признак отсутствия растворения минералов (см. рис. 1, г). Кроме прочего, для гидрофильных образцов установлено минимальное содержание органики. Таким образом, микроскопический анализ шлифов показал значимые отличия образцов керна для различных типов смачиваемости. Причем для образцов, отнесенных по данным томографии к гидрофобным, установлены признаки разуплот-нения. Такие признаки становятся менее заметными по мере уменьшения гидрофобизации и наименее характерны для гидрофильных образцов. Это согласуется с теоретическими представлениями о вторичных изменениях коллекторов в условиях древних ВНК. Выделение зон вторичных изменений коллекторов на древних ВНК для визейских залежей Шершневского нефтяного месторождения Как было показано выше, при прогрессивном характере развития древних ВНК процессы разуплотнения коллекторов преобладают над их цементацией. Тогда, принимая причинно-следственную связь аномально высоких УЭС с древними ВНК, емкостные показатели в зонах аномально высоких УЭС залежей должны статистически отличаться от стандартных условий. Прежде всего, это должно относиться к пористости коллекторов (Kп). Рассмотрим данный вопрос с привлечением статистической обработки инфор-мации на примере визейских эксплуатационных объектов (пласты Тл, Бб, Мл) Шершневского нефтяного месторождения. В таблице приведено распределение средних значений Kп по данным ГИС в различных диапазонах УЭС. Анализ данных таблицы позволяет выделить три диапазона УЭС пород, для которых значения Kп принципиально различны. Первый тип коллекторов в диапазоне средних значений Kп от 14 до 15 % ограничен значениями УЭС < 120 Ом∙м. Среднее значение Kп и стандартное отклонение для данного типа соответствуют 14,5 ± 2,8 % при количестве определений n = 107. Распределение средних значений Kп Параметр Интервал УЭС, Ом∙м 5-20 20-50 50-80 80-120 120-200 200-300 300-400 400-500 500-600 600-700 700-1000 1000-2500 Kп, % 14,0 14,0 15,0 14,7 Нет данных 16,0 16,1 17,0 16,5 17,5 18,2 17,5 n 15 34 36 22 32 26 14 22 24 25 33 Начиная с УЭС > 200 Ом∙м отмечен резкий рост величин Kп с их стабилизацией в диапазоне УЭС до 600 Ом∙м. Для данного типа коллекторов Kп в среднем заметно выше: 16,3 ± 2,2 % при n = 94. Следующий резкий скачок наблюдается при УЭС > 600 Ом∙м, без дальнейшего роста при больших УЭС (см. таблицу). Для высокоомного типа коллекторов Kп = 17,7 % ± 2,3 % при n = 82. Для установления статистических различий емкостных характеристик коллекторов в зависимости от УЭС проведен статистический анализ средних значений Kп выделенных классов по t-критерию Стьюдента. В результате установлено, что принятие нулевой гипотезы абсолютно невероятно. Вероят-ности равенства средних для классов соответственно составляют: при сравнении низкоомных коллекторов с промежуточным классом - 0,0001 %, с высоко-омными - менее 0,00005 %, промежуточного класса с высоко-омными - 0,0033 %. Очевидно, что средние значения в классах неполностью характеризуют многообразие геологических обстановок в нефтяной залежи. В условиях стабилизации древних ВНК наиболее сильно пористость должна расти в относительно высокоемких и проницаемых интервалах, для малопроницаемых участков рост Kп должен быть меньше. С учетом этого для выделенных классов построены гистограммы распределения Kп (рис. 2). Рис. 2. Распределение коэффициентов пористости в зависимости от диапазонов УЭС пород для Шершневского нефтяного месторождения Из рис. 2 видно, что для интервалов с УЭС < 120 Ом∙м при в целом равномерном распределении Kп наблюдается максимум в диапазоне от 12 до 16 %. В высокоомном разрезе для интервалов УЭС от 200 до 600 Ом∙м наибольшая частота пористости установлена в диапазоне 16-18 %, при этом коллекторы с Kп < 12 % встречены в менее 5 % случаев. Для интервалов с УЭС > 600 Ом∙м коллекторы с Kп < 12 % отсутствуют, а при Kп < 14 % их частота составляет 6 %. Ярко выраженный максимум частоты Kп (54 %) для наиболее высокоомного разреза наблюдается при Kп > 18 %. Выводы Таким образом, установлены безусловно значимые статистические различия в пористости пород в зависимости от УЭС пород. Это, на взгляд авторов, является прямым следствием процессов разуплотнения коллекторов в зонах гидрофобности пород, что, в свою очередь, связано с окислительными процессами на древних ВНК. Для визейских коллекторов Шершневского месторождения среднее значение Kп низкоомного разреза (14,5 %) можно считать наиболее типичным для участков, в которых влияние ВНК было минимальным. Тогда превышение относительно его в 3,2 % для высокоомных коллекторов (Kп = 17,7 %) можно рассматривать как осредненный прирост за счет разуплотнения в участках древних ВНК. На заключительном этапе для визейских залежей Шершневского месторождения по данным значений УЭС построена геологическая модель с выделением зон (объемов) развития коллекторов различных типов смачиваемости (рис. 3). С гидрофоб-ными коллекторами в модели отождествляются участки с УЭС > 600 Ом∙м, с гидрофильными коллекторами - участки с УЭС < 120 Ом∙м. Рис. 3. Распределение визейских коллекторов с различными показаниями УЭС на геологических разрезах Шершневского нефтяного месторождения в направлениях юг - север (а); запад - восток (б) Установленные зоны развития гидрофильных и гидрофобных коллекторов имеют закономерное пространственное расположение (см. рис. 3). Развитие гидрофильных коллекторов в основном приурочено к склоновым участкам. В сводовой части залежи преимущественно распространены гидрофобные коллекторы, причем в ряде случаев непосредственно рядом примыкают зоны замещения коллекторов плотными породами (участки цементации), что особенно характерно для пласта Мл. В целом проблема увязки современной нефтегазоносности с древними ВНК для визейских залежей Соликамской депрессии представляется достаточно актуальной задачей повышения эффективности их разработки. Геологические модели, построенные с учетом смачиваемости пород, несомненно, уточняют геологическое строение залежей. Они могут быть полезны при уточнении емкостных характеристик резервуаров, а также использоваться при оптимизации технологий разработки нефтяных эксплуатационных объектов.

Об авторах

Сергей Владиславович Галкин

Автор, ответственный за переписку.
Email: doc_galkin@mail.ru
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

профессор, доктор геолого-минералогических наук, декан горно-нефтяного факультета

Игорь Юрьевич Колычев

Email: igorkolychev@gmail.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

ведущий инженер

Денис Владимирович Потехин

Email: Denis.Potekhin@pnn.lukoil.com
614066, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29

кандидат технических наук, начальник управления геолого-геофизического моделирования

Павел Юрьевич Илюшин

Email: ilushin-pavel@yandex.ru
614013, Россия, г. Пермь, ул. Академика Королева, 21

доцент, кандидат технических наук, директор

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 310

PDF (Russian) - 125

PDF (English) - 70

Ссылки

• Ссылки не определены.