К оглавлению	УДК 552.1:53 553.98 (23.01 + 234.421.1)
	А.К. Иванов, Н.И. Марухняк

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРЕДКАРПАТСКОГО ПЕРЕДОВОГО ПРОГИБА

Коллекторы нефти и газа Предкарпатских месторождений представляют собой небольшие по мощности (от нескольких сантиметров до нескольких метров) пласты песчаника, переслаивающиеся с более мощными прослоями аргиллитов и алевролитов, что свидетельствует о колебательных движениях на фоне устойчивого погружения дна седиментационного бассейна. Песчаные прослои фациально изменчивы и не всегда прослеживаются по площади. Песчаники мелко- и разнозернистые, кварцевые и глауконитовые с глинисто-карбонатными и глинисто-кремнистым цементом.

Количество глинистого и карбонатного материала в песчаниках сильно отражается на величине пористости и проницаемости коллекторов. По данным анализов керна площадей Долина и Битков на рис. 1 показана зависимость пористости песчаников от карбонатности. Резкое увеличение пористости наблюдается при уменьшении карбонатности от 12% до нуля. При карбонатности свыше 12% пористость уменьшается очень медленно. Очевидно, аналогично влияет на пористость и наличие глинистого материала в песчаниках.

Как известно, объемный вес породы и ее пористость также взаимосвязаны. Изменение объемного веса породы характеризует ее поровое пространство. На рис. 2 приведены графики зависимости пористости от объемного веса породы, построенные по данным изучения керна из скважин площадей Долина и Битков. Из рисунка видно, что объемный вес пород колеблется для площади Битков от 2,13 до 2,76 г/см³, для площади Долина от 2,05 до 2,70 г/см³. Чем меньше объемный вес песчаника, тем больше его пористость.

Несколько больший наклон к оси абсцисс линии, характеризующей зависимость пористости от объемного веса для Битковского месторождения, объясняется, видимо, тем, что породы Битковской глубинной складки за свою геологическую историю претерпели значительно большие изменения под влиянием тектонических движений и веса вышележащих образований, чем отложения Долинского месторождения.

Таким образом, приведенные графики характеризуют не только зависимость пористости от объемного веса пород, но и показывают качественную зависимость этих величин от геолого-тектонической обстановки накопления осадков и развития данного осадочного комплекса. Кроме того, по этим графикам можно проследить вероятные изменения коллекторских свойств в зависимости от перечисленных факторов.

Определенной зависимости между пористостью и проницаемостью, как известно, не существует, однако песчаники с низкой пористостью обычно характеризуются плохой проницаемостью и наоборот. Большое значение здесь имеют также размеры поровых каналов и их сообщаемость. Глины, как правило, обладают высокой пористостью, но поровые каналы их настолько малы, что движение флюидов по ним или абсолютно невозможно, или сильно затруднено. Если учитывать, что размер зерен песчаников, а следовательно, и размер поровых каналов в десятки и сотни раз больше зерен и поровых каналов глинистых пород, то можно предполагать, что увеличение пористости песчаников в большинстве случаев должно сопровождаться увеличением их проницаемости. Графики зависимости проницаемости от пористости (рис. 3) для песчаников менилитовой серии и отложений эоцена площадей Долина и Битков показывают, что при абсолютной пористости песчаников до 9-10% их проницаемость в среднем не превышает 1-1,5 мд и только при пористости свыше 10% она начинает резко возрастать.

Так, при пористости в 15-16% проницаемость песчаников составляет уже 15 мд.

Пористость и проницаемость пластов песчаника изменяется от их кровли к подошве.

Имеется, видимо, некоторая зависимость и между указанными параметрами и мощностью пласта, которая особенно отчетливо наблюдается в разрезе выгодской свиты по скв. 116, 522 и 56 Долинского месторождения. Из рис. 4 видно, что, чем больше мощность пласта песчаника и чем однороднее этот пласт, тем больше его проницаемость.

В разрезе скв. 116 выделяется монолитный пласт песчаника в интервале 2303- 2315 м со средней проницаемостью 19 мд, определенной по двум кернам. Однако, керн, взятый из кровли пласта, имеет проницаемость 13,8 мд, а из средней части пласта - 24 мд. В интервале 1338-1344 м взято три пробы керна. Проницаемость керна из кровли - 12, из средней части - 22 и из подошвы - 8 мд. Средняя проницаемость пласта составляет 14 мд.

Из скв. 522 в интервале 2563-2574 м было поднято семь образцов керна, представленных песчаниками с прослойками аргиллитов и алевролитов. Проницаемость кровельной части пласта колеблется от 1 до 3 мд. Средняя часть имеет проницаемость 11-16 мд. Средняя проницаемость по пласту составляет 10 мд.

Такая изменчивость коллекторских свойств пластов в разрезе, по-видимому, объясняется их неодинаковой карбонатностью и глинистостью. Очевидно, в процессе седиментационного уплотнения илистого осадка из подстилающих и перекрывающих глинистых пластов в песчаники вместе с выдавливаемой водой попадают мельчайшие частицы илистого материала, засоряющие поровые каналы песчаника и тем самым уменьшающие его пористость и проницаемость.

Если мощность песчаных пластов большая, то засорению подвергаются только зоны пласта, непосредственно контактирующие с глинистыми породами, т. е. его кровельная и подошвенная части. При этом глинизация пластов происходит с убывающей интенсивностью от кровли и подошвы к средней части пласта, что объясняется созданием непроницаемого для глинистых частиц экрана в сильно закупоренных зонах непосредственного контакта песчанистых пластов с глинистыми.

В прослоях песчаника небольшой мощности (от нескольких сантиметров до 1 м) пласт подвергается глинизации полностью, чем и объясняется небольшая (от 1 до 3 мд) и почти постоянная по мощности проницаемость таких прослоев песчаников. В случаях, когда пласты песчаников небольшой мощности имеют проницаемость, превышающую указанные величины, последняя, как правило, связана с трещиноватостью. Это подтверждается получением нефти в отдельных скважинах из практически непроницаемых аргиллитов и глинистых сланцев, которые обладают значительной микро- и макротрещиноватостью, обусловливающей их продуктивность.

Как известно, проницаемость пород определяется не только по кернам, но и другими косвенными методами, в частности, по промысловым данным [5].

В промысловых условиях коэффициент проницаемости представляет собой приблизительную величину, характеризующую среднюю проницаемость пласта в известном интервале и на определенном расстоянии вокруг оси скважины.

Коэффициент проницаемости, установленный в лабораторных условиях по керну, представляет собой величину, характеризующую проницаемость пласта в определенной точке вне зависимости от перечисленных выше факторов. Это, конечно, не исключает необходимости проверки проницаемости по промысловым данным. Для получения наиболее полных и достоверных данных о коллекторских свойствах пород необходимо сочетать различные методы исследования кернов, скважин и пластов, дополнять одни методы другими и совершенствовать их.

Следует также отметить, что средний вынос керна из продуктивных толщ площадей Битков, Долина и Северная Долина за последние 3 года составляет всего 36,8%, т, е. немногим больше одной трети всего метража, пройденного колонковыми долотами на этих площадях. Следовательно, наиболее рыхлые разности пород теряются. Отсюда понятно, что коэффициенты проницаемости песчаников, которые определены по керну, представляют собой заниженные величины и нуждаются в уточнении, чему могут помочь другие методы исследования физических свойств пород.

При дальнейшем изучении коллекторов Предкарпатья, естественно, будут получены новые данные, которые позволят в определенной степени уточнить и более детально изучить рассматриваемые вопросы.

Если учитывать закономерность улучшения коллекторских свойств менилитовых отложений в юго-восточном направлении, то наиболее перспективной для поисков благоприятных коллекторов следует считать юго-восточную часть внутренней зоны Советского Предкарпатья.

ЛИТЕРАТУРА

1. Кодистянський Р.С. Значення трiщинуватосстi пород у формированнi нафтовых родовищ Радянських Карпат. Изд. АН УССР, 1959.

2. Кухтин И.Н. О некоторых особенностях коллекторов нефти и газа в месторождениях восточных Карпат. Докл. Львовск. политехнического ин-та, т. III, вып. 1 и 2. Геология и разведка, Львов, 1958.

3. Смехов Е.М. Закономерности развития трещиноватости горных пород и трещиноватые коллекторы. Гостоптехиздат, 1961.

4. Труды Всесоюзного совещания по трещиноватым коллекторам нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.

5. Чернов В.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. Гостоптехиздат, 1960.

ИГГИ АН УССР, ЦНИЛ

Рис. 1. График зависимости абсолютной пористости от карбонатности менилитовых и эоценовых отложений Битковского газонефтяного и Долинского нефтяного месторождений.

Рис. 2. График зависимости абсолютной пористости от объемного веса породы менилитовых и эоценовых отложений Битковского (а) и Долинского (б) месторождений.

Рис. 3. График зависимости проницаемости от пористости пород менилитовых и эоценовых отложений Долинского (1 и 3) и Битковского (2 и 4) месторождений.

Рис. 4. Электрокаротажные диаграммы разреза Выгодской свиты скв. 116, 522 и 56 Долинского нефтяного месторождения.

1 - кривая КС, 2 - кривая ПС.