Літолого-петрофізичні властивості теригенних порід-колекторів та їх вплив на геофізичні параметри (на прикладі родовищ нафти та газу центральної частини ДДЗ)

геофізичний колектор нафта літологічний

У вступі обґрунтовується актуальність теми дисертаційної роботи, формується мета та задачі, що необхідно розв'язати в ході виконання роботи; визначається об'єкт та предмет наукового дослідження, висвітлюється наукова новизна отриманих результатів, їх практичне значення; вказується особистий внесок здобувача, наведено дані щодо апробації дисертаційної роботи, подана її структура.

Перший розділ присвячено огляду різних підходів до вирішення проблеми детального вивчення геологічної будови розрізів, що розкриваються пошуково-розвідувальними свердловинами, виділення в них порід-колекторів, встановлення характеру їхнього насичення, отримання основних параметрів, необхідних для підрахунку запасів нафти і газу методами ГДС в комплексі з петрофізичними дослідженнями керну.

Петрофізичне забезпечення геофізичних досліджень, в тому числі промислово-геофізичних, необхідне на всіх етапах розвідки, дорозвідки, підрахунку запасів, ефективної розробки нафтових та газових родовищ.

Розвиток петрофізики, зокрема петрофізики осадових порід, ішов паралельно з розвитком методів промислової геофізики, і у більшості випадків одні й ті самі дослідники є причетними до розробки як методів ГДС, так і петрофізики.

Основні способи виділення та вивчення порід колекторів в умовах їх природного залягання базуються на даних промислової геофізики, класичні прийоми обробки та інтерпретації яких викладені в роботах В.М. Дахнова, С.Г. Комарова, С.С. Ітенберга, Б.Ю. Вендельштейна, В.В. Ларіонова, М.Г. Латишової, Дж. Пірсона та ін. Основи петрофізики закладені Г.Є. Арчі, В.М. Дахновим, В.М. Добриніним, В.М. Кобрановою, Б.Ю. Вендельштейном, М.Б. Дортманом, Дж. Пірсоном та ін.

У глибоких розвідувальних свердловинах, що бурилися на нафту при практично повній відсутності представницького керну, результати ГДС виявилися єдиним джерелом інформації про розріз. Одними із перших методів ГДС, що починаючи з 20-х років почали застосувати в нафтовій промисловості, були методи електрометрії (опорів, СП, ВП). Вивченням електричних властивостей займалися: В.М. Дахнов, С.Г. Комаров та ін. (методи опорів), Б.Ю. Вендельштейн, Д.О. Шапіро, А.М. Нечай та ін. (СП).

Електрометрія свердловин, незважаючи на відсутність у початковий період її застосування петрофізичної бази, досить успішно вирішувала задачі літологічного розчленовування розрізу свердловин і виділення продуктивних нафтоносних чи вугільних шарів. В.М. Дахнов заклав основи петрофізичної бази електрометрії, запропонувавши використовувати для визначення параметрів продуктивного колектора петрофізичні зв'язки Рп=f(Кп), Рн=f(Кв) тощо.

Пізніше, по мірі розширення комплексу ГДС, за рахунок впровадження ядерних (Ю.О. Гулін, В.В. Ларіонов, Н.А. Резванов, Д.О. Кожевников, М.Д. Шварцман та ін.), акустичних (В.М. Дахнов, В.М. Добринін, І.П. Дзебань, Г.Т. Продайвода, Ю.А. Лімбергер, та ін.) та інших методів розширилося і коло задач, які розв'язувалися за даними ГДС при відповідному забезпеченні їх петрофізичною основою.

Комплексною інтерпретацією, побудовою моделей «керн-керн», «геофізика-керн» та «геофізика-геофізика», де об'єдналися дані петрофізичних досліджень з даними каротажу, займалися: В.М. Дахнов та учні його школи: Б.Ю. Вендельштейн, М.Г. Латишова, В.В. Ларіонов та ін.; С.Г Комаров та його учні. Ефективність цього напрямку підвищилася із впровадженням в практику промислової геофізики математичних методів та ЕОМ. Праці Л.М. Альпіна, Н.Н. Сохранова, С.М. Аксельрода, А.Є. Кулінковича, Г.М. Звєрєва, М.М. Еланського, В.М. Курганського, м.д. Красножона та інших дослідників дозволили істотно просунути теорію та практику розв'язку прямих та зворотних задач, що прискорило процес геофізичної та геологічної інтерпретації, підвищило її точність і однозначність.

Вивченню впливу літолого-петрофізичних властивостей гірських порід на геофізичні параметри присвячено багато праць відомих вчених, зокрема роботи В.М. Дахнова, С.Г. Комарова, Б.Ю. Вендельштейна, М.М. Еланського, А.А. Ханіна, С.С. Ітенберга, Г.О. Шнурмана, В.М. Курганського, С.О. Лизуна, О.М. Гуньовської, І.Г. Шнурмана тощо.

Розробка методичних основ для вивчення колекторських властивостей гірських порід проводилася багатьма радянськими, українськими (М.С. Гудок, Г.І. Петкевич, О.В. Шеремета, Г.Й. Притулко, В.М. Бортніцька, Л.М. Марморштейн, Б.І. Тульбович, Д.Д. Федоришин, В.О. Федишин, О.М. Гуньовська й ін.) та зарубіжними (Д. Амікс, Д. Басс, Р. Уайтінг і ін.) дослідниками.

Проведений автором аналіз результатів досліджень, пов'язаних з вивченням літолого-петрофізичних властей гірських порід і впливом цих властей на геофізичні характеристики показав, що, не зважаючи на велику кількість публікацій у цій галузі, робіт, присвячених класифікації порід на окремі літотипи з урахуванням структури їх порового простору, дуже мало. Це стосується і теригенних відкладів нижнього карбону центральної частини ДДЗ.

Дрібнозернисті породи з різною структурою порового простору, як показано дисертантом в даній роботі, можуть бути в одних випадках колекторами з аномально високими ємнісно-фільтраційними властивостями, а в інших - неколекторами.

Із збільшенням глибинності геологорозвідувальних робіт на нафту та газ надзвичайно важливими стають проблеми вивчення колекторів. Так склалося, що головні їх параметри визначаються на досить простих загальних петрофізичних моделях пористого середовища. А для ефективної інтерпретації даних ГДС необхідно використовувати багатокомпонентні моделі породи-колектора з обов'язковим врахуванням структури порового простору.

Другий розділ присвячено дослідженню принципів використання геолого-геофізичної інформації для вивчення літолого-петрофізичних властивостей порід-колекторів та побудови залежностей типу «керн-керн» та «керн-геофізика».

Мова йде про створення геолого-геофізичної бази на основі проведених літолого-петрофізичних досліджень.

Джерелом інформації для вивчення літолого-петрофізичних властивостей порід-колекторів та аналізу їхнього впливу на геофізичні параметри є результати лабораторних дослідженнях керну, зокрема петрофізичних, та промислово-геофізичних досліджень.

Проблема ув'язки даних аналізу керну і даних промислової геофізики пов'язана з тим, що діаграми ГДС дають інтегральну, а результати досліджень кернового матеріалу - диференціальну характеристику геологічного розрізу.

Інформація, що використовується при проведенні петрофізичних та геолого-геофізичних досліджень, підрозділяється, як відомо, на пряму (дані буріння, результати випробувань свердловин, результати лабораторних досліджень керну тощо), інформацію, отриману за допомогою дистанційних (у тому числі геофізичних) методів дослідження та апріорну, тобто заздалегідь відому, задану, яка береться з довідкових літературних джерел.

Промислово-геофізична інформація є важливим інструментом у вивченні геологічної будови надр та перспектив їх нафтогазоносності у закритих осадових басейнах, до яких належить ДДЗ. Отримані матеріали складають основу вивчення геологічної будови об'єкта дослідження: літологічного розчленовування й кореляції розрізів свердловин; уточнення та деталізації стратиграфії, фаціальної мінливості відкладів історії седиментації; уточнення тектонічних побудов; прив'язки сейсмічних горизонтів; виділення в розрізі колекторів; поділу колекторів на продуктивні і водоносні, а продуктивних - на нафто - та газонасичені; а також виконання в подальшому великого обсягу робіт, пов'язаних з випробуванням, визначенням та обґрунтуванням параметрів для підрахунку запасів нафти і газу на відкритих родовищах.

Ефективність методів промислово-геофізичних досліджень залежить як від застосовуваного комплексу ГДС, так і від типів досліджуваних розрізів, характеру будови резервуарів, фазового стану вуглеводнів, технології буріння, петрофізичного забезпечення, інформативності випробувань.

Нині комплекс ГДС об'єднує десятки методів і модифікацій електричного, електромагнітного, радіоактивного, акустичного та інших видів каротажу.

Знання літолого-петрофізичних властивостей порід диктує раціональний комплекс геофізичних досліджень свердловин, до якого, як правило, входить стандартний каротаж (СК) (метод опорів, метод самочинної поляризації (ПС)), бокове електричне зондування (БЕЗ), мікрозондування (МЗ), радіоактивний каротаж (гама-каротаж (ГК), нейтронний гама-каротаж (НГК) або нейтрон-нейтронний каротаж (ННК)), акустичний каротаж (АК), кавернометрія (КВ).

Для виділення й вивчення складнопобудованих колекторів в окремих найбільш перспективних інтервалах проводять додаткові дослідження за індивідуальними програмами і за спеціальними технологіями. Так, при вивченні складних типів розрізів із прямими ознаками нафтогазоносності в складі додаткових досліджень проводять: метод індукційного каротажу (ІК) - при бурінні на прісних промивних рідинах, метод бокового каротажу (БК) - при бурінні на мінералізованих промивних рідинах.

На основі обов'язкового й додаткового комплексів для кожного конкретного району (площі, родовища або конкретної свердловини) складається проектний комплекс досліджень, що підлягає безумовному виконанню.

Різноманітність геофізичних методів, детальність масштабу запису, практично повна автоматизація процесу виміру майже виключають суб'єктивізм під час документації розрізів свердловин. Безперервна і зручна за формою характеристика розкритого розрізу дає змогу виконувати не тільки літологічне його розчленування, визначати флюїдовміст колекторів, обґрунтовувати підрахункові параметри для оцінки запасів вуглеводнів, а й вирішувати низку геологічних завдань. Це оцінка літолого-петрофізичних особливостей порід (ступінь відсортованості та мінеральний склад пісковиків, гранулометрія, тріщинуватість), діагностика осадів за умовами їхнього нагромадження (морські, лагунні, континентальні) та вторинних перетворень унаслідок процесів вивітрювання тощо. З урахуванням збільшення глибин свердловин (5 км і більше) та невеликого обсягу відбору керну - перевага геофізичних методів очевидна.

Отже, матеріали ГДС - це достатньо потужне джерело інформації широкого спектру, отримання якої можливе за певних умов. Передусім діаграми каротажу не треба розглядати як формалізоване відображення чергування порід різної літології. Але каротажним діаграмам здебільшого відводять роль ілюстративної складової на схемах кореляції відкладів. Для вивчення геологічних особливостей розрізів залучають переважно діаграми стандартного, іноді радіоактивного каротажу; інші ж методи, які несуть надзвичайно корисну інформацію, а в окремих випадках є вирішальними для розв'язання того чи іншого питання, геологічні служби не використовують. Такий підхід може призвести до помилкової інтерпретації даних, особливо щодо визначення літології, меж пластів тощо. Причина полягає в тому, що на запис кривих СК істотно впливають технічні та технологічні умови, в яких його здійснюють. Наприклад, унаслідок зниження мінералізації бурового розчину і різкого зростання відношення опору пласта до опору бурового розчину знижується роздільна здатність методів щодо виміру уявного опору; в результаті на кривих СК теригенні породи підвищеного опору і карбонати без залучення інших методів за стандартною характеристикою стають майже однаковими. Отже, якщо використовувати лише стандартну характеристику, то можна припуститися серйозних помилок.

Застосовування повного комплексу ГДС та професійне, грамотне тлумачення отриманих даних дають змогу вирішувати з високим ступенем достовірності завдання, пов'язані з визначенням літології розрізу, характеру нашарування, колекторських властивостей порід та їх флюїдовмісту, а також завдання суто геологічної спрямованості.

Літолого-петрофізична інформація. Закономірності зміни фізичних властивостей гірських порід і зв'язок між ними вивчає петрофізика (фізика гірських порід). Петрофізичні дослідження керну ведуться по п'яти основних напрямках, що включають вивчення:

літологічних характеристик гірських порід (макро- і мікроопис, гранулометрія та ін.);

фільтраційно-ємнісних характеристик, що визначають кількісні показники гірських порід як колекторів газу й нафти (пористість, газо-, водо- і нафтонасиченість тощо);

фізичних характеристик, порівняних з характеристиками, досліджуваними методами ГДС (електричний опір, природна радіоактивність тощо);

динамічних характеристик порід-колекторів, пов'язаних з моделюванням впливу на них у результаті розробки родовищ (коефіцієнт витиснення нафти водою або газом, відносна фазова проникність тощо);

технологічних характеристик, пов'язаних з вивченням буримості гірських порід, ефективності перфорації, впливу промивних та інших рідин на фільтраційні властивості тощо.

При вивченні газових (газоконденсатних) родовищ петрофізичні дослідження ведуться, головним чином, за першими трьома напрямками. Роботи із четвертого напрямку реалізуються при розвідці газонафтових (нафтогазових) родовищ для обґрунтування коефіцієнту вилучення нафти й проектування розробки. Дослідження, пов'язані з вивченням технологічних характеристик, ведуться в обмеженому обсязі.

У пошукових свердловинах керновий матеріал є джерелом для одержання інформації, насамперед, про літологію й стратиграфію розрізу, його нафтогазонасиченість, для уточнення структурних побудов і попередніх даних про властивості порід-колекторів.

В оціночних, розвідувальних і експлуатаційних свердловинах керновий матеріал є базою для отримання інформації про фільтраційно-ємнісні й фізичні характеристики розрізу в інтервалах виділених продуктивних горизонтів, де реалізується суцільний відбір керну при обов'язковому виконанні заходів, що забезпечують його винос в обсязі не нижче за 70 - 80%.

З метою отримання більш повної інформації про деякий інтервал розрізу, не освітлений керновим матеріалом, проводиться відбір зразків зі стінок свердловини. Інтервал відбору встановлюється за даними ГДС.

У результаті визначення основних фільтраційно-ємнісних характеристик досліджуваний розріз документується петрофізичною інформацією. Спільне використання її з даними ГДС дозволяє реалізувати надійну прив'язку керну до розрізу для побудови петрофізичних зв'язків типу «керн-геофізика».

Петрофізичні зв'язки. Побудова надійної фізико-геологічної моделі вимагає використання комплексних петрофізичних досліджень і залучення апріорної геологічної інформації. Петрофізичне забезпечення комплексної інтерпретації матеріалів ГДС містить наступні елементи:

Наявність петрофізичних зв'язків, які дозволяють перейти від параметрів, визначених за даними індивідуальної геофізичної інтерпретації кожного методу ГДС, до значень параметрів, що характеризують літологію та фільтраційно-ємнісні властивості порід.

Встановлення «петрофізичного образу» кожного літотипу, наявного у даному розрізі (мінеральний склад літотипу, граничні значення різних фізичних параметрів).

Колекція зразків порід, що використовується для створення петрофізичної основи інтерпретації ГДС, повинна задовольняти наступним вимогам: включати зразки всіх основних літотипів відкладів, що досліджуються - колекторів і неколекторів; число зразків повинне відповідати вимогам математичної статистики; переважна більшість зразків повинна належати інтервалам суцільного відбору керну з необхідною частотою його відбору не менше п'яти на 1 м розрізу.

Геологічну інтерпретацію даних ГДС проводять на основі петрофізичних залежностей типу «керн - керн», «геофізика - керн», «геофізика - геофізика».

Зв'язки типу «керн - керн» отримують у результаті співставлення виміряних в лабораторії параметрів: «геофізичних» у_i, тобто параметрів, що отримують на першій стадії інтерпретації ГДС (геофізична інтерпретація), наприклад, параметра пористості Рп чи питомої радіоактивності q_г породи, і параметрів х_i, що характеризують фільтраційно-ємнісні властивості чи літологію, наприклад, коефіцієнта пористості Кп чи глинистості Сгл. При побудові петрофізичних зв'язків типу «керн - керн» необхідно використовувати не менш 30 зразків керну, рівномірно розподілених в інтервалі зміни параметрів, що корелюються.

Зв'язки типу «геофізика - керн» отримують, коли колекторські характеристики вимірюють на зразках керну, відібраних в інтервалах розрізу, однорідних за матеріалами ГДС, а геофізичні характеристики визначають за даними ГДС, зареєстрованими проти цих інтервалів. Порівняння аналогічних зв'язків типу «керн - керн» та «геофізика - керн», отриманих на фактичному матеріалі багатьох параметричних свердловин, показало, що при незначному розходженні рівнянь регресії, а нерідко при повному їхньому збігу, зв'язок «геофізика - керн» характеризується більш високим коефіцієнтом кореляції r та меншою дисперсією у.

Зв'язки типу «геофізика - геофізика» отримують шляхом зіставлення між собою різних геофізичних або петрофізичних параметрів, визначених за результатами інтерпретації даних ГДС, з урахуванням результатів випробувань пластів.

Таким чином, відповідно до вихідних даних залежності між тими або іншими параметрами можна розділити на: лабораторні; побудовані по параметрах, визначених у свердловинних умовах; отримані в результаті співставлення параметрів різних груп (найпоширеніші).

За числом параметрів залежності підрозділяються на двовимірні, коли вивчається зв'язок між двома параметрами та багатовимірні, у яких вивчаються зв'язки між трьома й більше параметрами.

Нарешті, всі залежності, які зустрічаються при інтерпретації промислово-геофізичних даних, за своєю природою можуть бути функціональними або стохастичними.

Переважна більшість емпіричних співвідношень, з якими доводиться зустрічатися в практиці промислової геофізики, носить стохастичний характер. Це пояснюється похибками при вимірах і величезним числом досить непостійних факторів, які визначають той або інший параметр, і важко враховуються при побудові шуканого зв'язку.

Петрофізичні зв'язки використовують, як правило, при вирішенні зворотних задач геологічної інтерпретації матеріалів ГДС, коли за діаграмами, отриманими у свердловині, відновлюється геологічний розріз і властивості об'єктів, що складають розріз. В останні роки намітилася тенденція використання петрофізичних зв'язків при вирішенні прямої задачі - побудови геофізичних діаграм для моделі розрізу і порівняння цих діаграм з реальними. Параметри моделі розрізу змінюються доти, поки «синтетична» діаграма ГДС не збігається в межах заданого інтервалу припустимої розбіжності з реальною діаграмою відповідного методу ГДС. Ітераційний процес завершується встановленням оптимальної моделі розрізу, що включає оптимальний вид петрофізичних рівнянь і їхніх констант. На цьому процесі засновано програми автоматизованої обробки й інтерпретації ГДС в інтерактивному режимі.

Третя глава містить відомості щодо геологічної будови, нафтогазоносності і літолого-фаціальних особливостей району робіт.

Нижньокам'яновугільний осадовий комплекс розповсюджений на усій території ДДЗ. За результатами сейсмоакустичних досліджень та буріння кам'яновугільна осадова товща центральної частини ДДЗ чітко розділяється на турнейсько-ранньовізейську (С₁t - C₁v₁), верхньовізейську, нижньосерпуховську та верхньосерпуховську.

У центральній частині Дніпровського грабену турнейсько-нижньовізейські відклади найбільш детально вивчено на ділянці Яблунівка - Глинськ.

Із загального числа відомих на сьогодення скупчень ВВ у відкладах нижнього карбону знаходиться більше 71%, а із сумарної кількості нафтових покладів - більше 75% приурочені до осадових утворень нижнього карбону. Максимальний об'єм (понад 85%), від початкових потенціальних ресурсів ВВ в ДДЗ на доступних бурінню глибинах від 4,5 - 5 км до 7 км, переважно пов'язаний із колекторами нижнього карбону. У центральній частині ДДЗ поклади нафти та газоконденсату встановлено в горизонтах верхньовізейського під'ярусу нижнього карбону. Поклади газоконденсату виявлені також в горизонтах турнейсько-девонського комплексу.

Пласти-колектори турнейського ярусу складені пісковиками - від дрібнозернистих до гравійних різновидів, у різному ступені зцементованих. Зустрічаються слабо зцементовані рихлі різновиди. За мінеральним складом піщані породи турнейського ярусу поліміктові, вміст в них кварцу від 50-70 до 95%.

В уламковій частині переважає кварцит, кислі ефузиви серицитизовані та пелітизовані. Цемент (від 2-5 до 25%) - полімінеральний, Переважає каолінітовий (10-15%), кварцовий регенераційний (5-10%), карбонатний (1-5%) та серицитовий (1-3%) матеріал. Глиниста складова цементу в окремих ділянках інтенсивно просочена органікою. Гравійні пісковики та гравеліти - сірого та світло-сірого кольору, текстура їх безладна, структура псаміто-псефітова або псефітова, ступінь відсортованості кластичного матеріалу низький. Форма уламків неправильно-ізометрична, напівобкатана, безладна. За мінеральним складом гравійні пісковики олігоміктові, рідше кварцові (вміст кварцу 70-95%). В цементуючій основній масі переважає дрібнозернистий піщаний матеріал. Пелітизована частина цементу глинистого та гідрослюдисто-каолінітового складу. Рідше в цементі зустрічається карбонатний, баритовий та піритовий матеріал. Тип цементації контактово-поровий та регенераційний, рідше плівковий. Характерною особливістю цих порід є їх інтенсивна тріщинуватість.

Пласти-колектори верхньовізейської продуктивної товщі представлені пісковиками, в основному, дрібнозернистими. Забарвлення порід переважно світло-сіре. Коричневі та буруваті кольори порід зумовлені вмістом в них нафтового бітуму та залізисто-карбонатних стягнень. Крупно - та середньозернисті різновиди представлені у вигляді тонких прошарків, інколи зустрічаються гравелітові різновиди. Структура основної маси піщаних порід верхньовізейської товщі - алевро-псамітова, рідше псамітова. Текстура безладна. Кластична частина порід становить 70-95%. Ступінь відсортованості уламкового матеріалу, в основному, високий, рідше - середній та низький. Форма зерен неправильно ізометрична, напівобкатана, рідше - обкатана та напівкутувата. Мінеральна частина піщаних порід - кварцова (80-100%), в уламковій частині переважають кварцити. Постійно присутні зерна та стягнення піриту. Зерна кварцу нерідко кородовані карбонатною речовиною, у різному ступені регенеровані. На окремих безцементних ділянках спостерігаються зрощені зерна (кластери). Цемент (від 3-5 до 25-30%) гідрослюдисто-каолінітовий, просочений бітумом, часто містить вуглефіковані, нерідко піритизовані, рослинні залишки. Тип цементації контактово-поровий, рідше поровий, регенерований.

Алевроліти верхньовізейського віку за мінеральним складом подібні до дрібнозернистих пісковиків. Текстура їх безладна або тонкошарувата, зумовлена розташуванням вуглистого детриту, лусочок слюди, зерен піриту, окислів заліза по нашаруванню. Структура псамоалевритова та алевритова. Ступінь відсортованості уламкового матеріалу високий. Форма зерен напівобкатана, напівкутувата або безладна. Зерна кварцу кородовані карбонатом, регенеровані. Цемент (від 0-15 до 25-30%) переважно карбонатний та глинисто-карбонатний. Карбонатна речовина представлена сидеритом, доломітом та кальцитом. Глинистий матеріал в цементі каолінітовий, місцями з домішкою гідрослюди.

Внаслідок катагенетичних процесів в піщаних породах нижнього карбону утворилися вторинні мінерали (кварц, кальцит, доломіт, барит, каолініт, пірит) з новими фізичними та молекулярно-поверхневими властивостями.

Щодо геофізичної характеристики порід турнейсько-візейського віку, то потенційні породи-колектори (пісковики, алевроліти) добре відділяються від порід-неколекторів навіть за якісними ознаками на діаграмах ГДС. Вони характеризуються від'ємними аномаліями на кривих СП, зниженими показниками природної радіоактивності на кривих ГК, розходженням кривих мікроградієнт- і мікропотенціал-зондів, зменшенням діаметра свердловини через утворення глинистої кірки на кавернограмі тощо.

Четверта глава базується на результатах досліджень, проведених автором для вивчення літолого-петрофізичних властивостей теригенних порід центральної частини ДДЗ. Багатьма вітчизняними та закордонними вченими проведено великий обсяг робіт з апробації й удосконалення методичних основ для вивчення петрофізичних властивостей гірських порід. Автор займався вдосконаленням методики петрофізичного визначення параметра пористості складнопобудованих теригенних порід-колекторів. Вивчалися теригенні поріди нижнього карбону (С₁^v - С₁^t) центральної частини ДДЗ. Дослідження проводилися комплексно: на одному зразку визначалось в середньому 15-20 параметрів, завдяки чому вдалося встановити ряд залежностей між різними параметрами.

Всі вимірювання проводилися на зразках циліндричної форми, розміром 30x30 мм. Вимоги, що пред'являлися зразкам - висока чистота обробки поверхні, паралельність торців, відсутність відколів і тріщин, та абсолютна очистка їх від вуглеводнів і солей.

Достовірність петрофізичної залежності параметра пористості від коефіцієнта пористості Рп = f(Кп) обумовлена об'єктивністю вимірів, які визначають корисну ємність та питомий електричний опір (ПЕО) порід. Головні похибки, що виникають при лабораторному визначені ПЕО порід, значною мірою викликані невідповідністю природної мінералізації води у поровому просторі зразків порівняно з мінералізацією моделі пластової води, якою вони насичувалися. Тобто, важливою є операція початкової підготовки зразків до аналізів і, в першу чергу, необхідність видалення залишкової сухої солі з зразків. У випадках неповного дисолювання штучно занижується питомий електричний опір зразків порід. А опір розчину, заміряний резистивіметром, залишиться незмінним.

Автором проведено диференціацію порід на 4 типи. За результатами порометричних досліджень до першої групи порід за структурою порового простору віднесено крупнозернисті пісковики турнейського ярусу, а також гравеліти, з основною цементуючою масою, представленою крупно-середньозернистим матеріалом, при упаковці якого нарівні з тонкими каналами (r ? 4 мкм) містяться незначні об'єми великих пор радіусом до 25 мкм. Проникність цих порід від 1 до 50*10^-15 м². В поліміктових крупнозернистих пісковиках, в кластичній частині яких міститься приблизно однаковий процент фракцій усіх розмірів, при упаковці та ущільненні великих пор майже не утворюється. Ці породи низькопористі та практично непроникні. В середньозернистих пісковиках турнейського ярусу, в яких переважає середньовідсортований матеріал, спостерігається максимальний розвиток пор радіусом > 6,3 мкм. Проникність цих порід - від 100 до 300*10^-15 м². Таким чином, структура порового простору та ємнісно-фільтраційні властивості крупно-різнозернистих піщаних порід контролюються ступенем відсортованості кластичного матеріалу.

До другої групи можна об'єднати крупно - та середньозернисті пісковики з високою відсортованістю кластичного матеріалу візейського і турнейського віку. Структура порового простору їх сформована, переважно, порами радіусом більше за 1 мкм, серед яких переважають пори радіусом понад 6,3 мкм, присутні (до 30%) пори радіусом більше за 10 мкм. Пласти-колектори, що складаються з таких пісковиків, є високопродуктивними, з високою потенційною віддачею флюїду. Їхня пористість 14-20%, проникність - 250-500*10^-15 м².

Аномально високі ємнісно-фільтраційні властивості для глибин понад 3000 м має третя група, яку складають верхньовізейські дрібнозернисті пісковики та крупнозернисті алевроліти кварцового складу з високою відсортованістю кластичного матеріалу. Поровий простір цих порід сформувався за рахунок вторинних перетворень цементуючої маси (перекристалізації, вилуговування карбонатів тощо). В загальному об'ємі пор переважають порові канали радіусом більше за 6,3 мкм. За ртутною порометрією породи ці містять до 50% порових каналів радіусом більше за 10 мкм. Максимальні радіуси пор, заміряні в шліфах, дорівнюють 40 мкм. Їхня пористість переважно 18-20% та більше, проникність - 300-1000*10^-15 м² та більше. Ці породи є найбільш продуктивними колекторами в розрізі нижнього карбону.

До четвертої групи об'єднуються дрібнозернисті пісковики та алевроліти турнейського ярусу нижнього карбону. Поровий простір цих порід сформований з тонких, переважно субкапілярних каналів радіусом менше за 2,5 мкм. Переважають канали радіусом 0,16-2,5 мкм. Тільки в поодиноких, чисто кварцових пісковиках (вміст кварцу до 99%) з високою відсортованістю кластичного матеріалу встановлено наявність пор радіусом 4-10 мкм. Пісковики цієї групи, в основному, низькопористі, практично непроникні. Колекторами газу можуть служити лише чисто кварцові добре відсортовані різновиди.

Питомий електричний опір порід залежить від мінерального складу кластичної і цементуючою частин, структурно-текстурних особливостей, ступеня епігенетичних перетворень, структури порового простору тощо.

Коректність проведеної типізації порід-колекторів нафти і газу за критерієм структури порового простору підтверджується різним характером кореляційних зв'язків між параметром пористості (Рп) та коефіцієнтом пористості (Кп) для кожного з цих типів.

Крупнозернисті пісковики та гравеліти першого типу з Кп до 10% мають Рп від 40 до 100 (Рп = 2,43Кп^-1.36, r = 0,93). Для крупнозернистих та середньозернистих пісковиків другого типу лінія регресії знаходиться у діапазоні значень Рп від 23 до 52 (Рп = 0,33Кп ^-2.44, r = 0,89). Дрібнозернисті породи третього типу мають аномально низький Рп (Рп= 0,88Кп ^-1.91, r = 0,84). Аномально низькі значення Рп порід третього типу обумовлені вторинним перетворенням порового простору порід. Вони містять до 50% порових каналів розміром більше за 10 мкм. За рахунок зростання кварцових зерен у кластери породи поводяться як крупнозернисті. Для практично непроникних низькопористих порід четвертого типу значення Рп високі через низький ступінь відсортованості кластичного матеріалу (Рп = 0,81Кп ^-1.71, r = 0,73).

Вивчення кореляційних зв'язків між ємнісно-фільтраційними та електричними параметрами для кожної групи порід також підтверджує коректність запропонованої диференціації порід. За результатами прямих лабораторних досліджень структури порового простору і питомого електричного опору встановлено залежність відносного опору порід від процентного вмісту в них фільтруючих каналів.

При вивченні впливу тиску, що моделює пластовий на електричні властивості порід, було встановлено переважаючий вплив параметрів структури порового простору. Так, із збільшенням ступеня сполучення порових каналів зменшуються ступінь деформації порового простору і, як результат, зменшується приріст Рп під тиском.

Незважаючи на велику кількість лабораторних (петрофізичних) і промислово-геофізичних досліджень, пов'язаних з вивченням нафтогазонасичення порід і, особливо з оцінкою коефіцієнта нафтогазонасичення (Кнг), проблема точного визначення цього підрахункового параметра залишається багато в чому не вирішеною. Це пов'язано, по-перше, з тим, що всі існуючі методи розрахунку коефіцієнтів нафто - (Кн) і газонасичення (Кг) є непрямими. По-друге, величина нафтогазонасичення залежить від досить багатьох факторів: літології, фізико-хімічних, у т.ч. колекторських, властивостей гірської породи й умов її залягання. Основним методом визначення коефіцієнта нафтогазонасичення порід є метод, заснований на залежності параметра насичення (Рн) від коефіцієнта водо насичення.