В Татарии при подсчете запасов и проектировании системы разработки нефтяных месторождений основного горизонта Д₁ пласты-коллекторы разделяются на две группы: песчаники и алевролиты соответственна с пористостью более 16 и 11- 16 % и проницаемостью более 0,16 и от 0,01 до 0,16 мкм² [2]. Фактически пласты объединяют в группы по их пористости, определяемой геофизическими методами. Однако, как показал анализ коллекторских свойств пород, относительно полно охарактеризованных керном, только одна пористость не является достаточным критерием для уверенного и однозначного разделения пластов [1].

На основе послойного (через 5-10 см) комплексного изучения литологии, физических свойств и нефтенасыщенности пластов-коллекторов, представленных керном на 50-100 %, была разработана классификация продуктивных пластов, причем за основной критерий принимали их проницаемость [3]. По ней все пласты разделили на три группы и семь классов, а по продуктивности - на четыре группы. Внедрение в практику разработанной классификации осложнялось из-за отсутствия прямого метода определения проницаемости пластов с помощью геофизических способов.

Проницаемость пластов, полученная через пористость по геофизическим методам, существенно отличается от фактической (по керну), поэтому не может быть использована для их классификации. Наибольшие погрешности определения проницаемости отдельных пластов через пористость отмечаются для средне-, низко- и непродуктивных пластов ( табл. 1 ). Для получения более точных значений указанных параметров нами была рассмотрена величина mk_Н. В физическом смысле произведение пористости и коэффициента нефтенасыщенности представляет собой часть объема породы, заполненную нефтью, т.е. при выражении пористости в процентах, а нефтенасыщенности - в долях от объема пор, величину mk_H можно трактовать как объемную нефтенасыщенность породы в процентах. Оценка средних относительных отклонений проницаемости в единичных пластах, определенной по mk_Н (см. табл. 1 ), от соответствующих значений по керну позволяет сделать вывод, что вычисление проницаемости через объемную нефтенасыщенность породы по геофизическим данным в 2 раза точнее для средне-, низко- и непродуктивных пластов, чем через пористость. Для высокопродуктивных пластов эти средние относительные отклонения примерно одинаковы. Средние же значения проницаемости пластов любого из семи классов, определенные через mk_H, ближе к данным по керну, чем вычисленные через пористость. Для пластов, охарактеризованных керном, были построены графики статистической зависимости проницаемости от пористости и объемной нефтенасыщенности пластов ( рис. 1 ). Анализ тесноты их связи подтверждает вывод о предпочтительности использования на практике зависимости Кпр - mk_Н (корреляционное отношение 0,92).

На основе статистической зависимости Кпр-mk_Н (см рис. 1 , б), задаваясь различными значениями mk_Н, получим интервалы изменения объемной нефтенасыщенности породы для каждого класса пластов по проницаемости ( табл. 2 ). Апробация предложенной величины и установленных границ для классификации пластов на основе определенных по геофизическим данным пара метров была проведена на Бавлинском месторождении и в центральной части Миннибаевской площади. Сопоставление полученных данных с результатами классификации пластов по проницаемости, определенной по керну, приведено на рис. 2 . Анализируя эти материалы, можно отметить отсутствие четкого разделения пластов на первые три класса по величине объемной нефтенасыщенности. Поэтому рекомендуется выделять группу высокопродуктивных пластов с проницаемостью более 0,3 мкм², которым соответствует объемная нефтенасыщенность 16 % и более. Весьма четко по величине объемной нефтенасыщенности породы выделяются пласты IV, V и VI, VII классов, т.е. средне- , низко- и непродуктивные. Это подтверждается тем, что зоны расположения точек, соответствующих пластам, классифицированным как по керновой проницаемости, так и по определенной геофизически объемной нефтенасыщенности, на корреляционном поле совпадают практически полностью. Разделение пластов с проницаемостью менее 0,05 мкм², т.е. практически непродуктивных, весьма условно из-за малого их числа и поэтому нами не проводится. За нижнюю границу низкопродуктивных пластов принимается объемная нефтенасыщенность, равная 9,5 %.

С целью уточнения границ различных классов и групп пластов, установленных по объемной нефтенасыщенности, полезен был бы анализ работы одиночных пластов и гидродинамических исследований, который в данной работе не проводился.

На основании изложенного можно сделать следующие выводы.

1. При характеристике продуктивных пластов в нефтяной части залежи рекомендуется использовать величину объемной нефтенасыщенности, определенную по промыслово-геофизическим данным и имеющую более тесную связь с проницаемостью, чем пористость.
2. Наличие тесной связи между проницаемостью и объемной нефтенасыщенностью пластов позволяет точнее определять проницаемость пластов, пользуясь установленной зависимостью.
3. При подсчете запасов и решении вопросов рациональной их разработки пласты необходимо дифференцировать на следующие группы по продуктивности: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,3 мкм²; среднепродуктивные - 0,1 -0,3 мкм²: низкопродуктивные - 0,05 -0,1 мкм² и практически непродуктивные - менее 0,05 мкм².
4. В качестве нижних граничных значений объемной нефтенасыщенности для трех групп продуктивных пластов рекомендуется принять соответственно 16; 12 и 9,5 %.
5. Разделение пластов на группы по продуктивности дает возможность точнее определять извлекаемые запасы нефти, их распределение по площади и планировать мероприятия по воздействию на пласты в процессе разработки.

1. Данилова Т.Е., Юдинцев Е.А. Нижний предел коллекторских свойств продуктивных пород горизонта Д_I на юго-востоке Татарии. - Геология нефти и газа, 1968, № 3 , с 55-58.
2. Методика определения кондиций для подсчета запасов нефти на примере горизонта Д_I одной из площадей Татарии / Л.Ф. Дементьев, И.Ф. Глумов, И.П. Чоловский, Г.К. Ченцова - Труды ВНИИ. М., вып 31, 1962, с. 167-180.
3. Результаты подсчета запасов нефти на основе применения предлагаемой классификации пластов-коллекторов / Т.Е. Данилова, И.М. Долженкова, Ю.С. Порман, И.Б Розенберг - Труды ТатНИПИнефти, Бугульма, вып. 38, 1978, с. 42-48.

Таблица 1

Сравнительная характеристика точности определения проницаемости единичных пластов различными методами

Таблица 2

Интервалы изменения объемной нефтенасыщенности для групп пластов различной продуктивности

Рис. 1. Статистические зависимости проницаемости пластов-коллекторов от их пористости (а) и объемной нефтенасыщенности (б).

Линии регрессии у по X (h=0.839; h = 0.923)

Рис. 2. Зависимость пористости и нефтенасыщенности пластов, разделенных на классы по проницаемости, определенной по керну и по геофизическим данным, от объемной нефтенасыщенности (на примере Бавлинского месторождения).

Классы: 1 - I, 2 - II, 3 - III, 4 - IV, 5 - V, 6 - VI, VII (а - по керну, б - по геофизике), 1'-5' - шифр граничных кривых со значениями объемной нефтенасыщенности mk_Н, равными соответственно 21; 18; 16; 12 и 9,5 %