Получение устойчивых связей геофизических параметров с ФЕС коллекторов нефти и газа – залог достоверной оценки запасов месторождений. Важным этапом решения этой проблемы является систематизация коллекторов нефти и газа. В настоящее время предложен ряд классификаций, основанных на изучении и объединении коллекторов по литологическим, коллекторским, фильтрационным и геофизическим признакам (Е.Е. Эйдман, А.А. Ханин, Э.А. Таратын и др.). В некоторых классификациях учитывается состав цемента, отсортированность и размер зерен, другие петрографические характеристики (В.Н. Дахнов, М.С. Кравчук, П.А. Карпов, М.Г. Белоусов и др.).

Основной недостаток известных классификаций обусловлен нарушением причинно-следственных связей критериев, заложенных в их основу, поскольку первичными в процессе литогенеза являются условия осадконакопления, диагенеза, эпигенеза и метаморфизма. Именно эти процессы и определяют факторы, контролирующие ФЕС осадочных пород: зернистость, сортированность, тип глинистости, виды цемента, литологический состав матрицы и цемента, тип пористости и др. В качестве иллюстрации можно привести известные из геологической литературы примеры (Д.В. Наливкин, С. Пирсон и др.).

В период тектонического покоя равнины окаймлены морями. Эрозия при этом минимальная. Значительны процессы химической деструкции пород, в меньшей степени физической. С континента сносятся главным образом обломки устойчивых пород и минералов (кварц, циркон и др.). Под действием морских волн и течений обломочный материал хорошо перемывается, сортируется, и на большой территории отлагаются отсортированные пески малой толщины. Цемент либо отсутствует, либо имеется в небольших количествах (карбонатный, кремнистый). Породы имеют хорошую вертикальную и горизонтальную проницаемость. Небольшие изменения условий седиментации влекут за собой отложения мощных толщ устойчивых глин, что обеспечивает локальную изоляцию коллекторов.

Так, для нижневизейских продуктивных горизонтов в ДДВ в достаточно локализованной территориальной зоне наблюдаются большие расхождения в углах наклона кривых зависимости Кпр=f(Кп), определенных по выборке более 200 образцов песчаников для каждого района (рис. 1).

Углы наклона кривых Р_п=f(К_п) и Р_н= f(К_в) изменяются в широких пределах, иногда даже для близко расположенных друг от друга месторождений (рис. 2). Причиной подобного положения являются различные минералогический состав, структура, форма и упаковка зерен, слагающих песчано-алевритовые породы, т. е. свойства, зависящие от условий седиментации и последующего преобразования осадков.

Приведем простой и наглядный пример несовместимости петрофизических зависимостей для пород, залегающих в пределах единой толщи, но образовавшихся в разных геологических условиях. На крупном Яблуновском месторождении в ДДВ в турнейских отложениях встречены два типа песчаников: континентальные и перекрывающие их морские. Первые бурой окраски, свидетельствующей о наличии в породе окиси железа (окислительная обстановка), которая является причиной резкого снижения их удельного электрического сопротивления. Поэтому даже в зоне нефтегазонасыщения сопротивление песчаников не превышает 5–7 Ом·м (интервал 4786–4770 м, рис. 3). Соответственно зависимость параметра пористости имеет вид P_н=k_п^-1,1.

Вышезалегающие песчаники прибрежно-морской фации (4768–4757 м, см. рис. 3) характеризуются светлой окраской (окислы железа отсутствуют), и для них аналогичное петрофизическое уравнение имеет вид Р_н=Кп^-2.

Очевидно, что если объединить отложения обоих интервалов в одну выборку, например, для подсчета запасов, как это обычно делается на практике в подобной ситуации, то углы наклона зависимостей Р_п=f(K_п) и Р_н= (K_в) будут определяться количеством образцов, взятых для анализа из песчаников морского или континентального генезиса. В любом случае это приведет к большим погрешностям при оценке подсчетных параметров.

Ряд геофизических признаков фаций имеет безусловный характер и не зависят от конкретных условий. Например, УЭС морских глин ниже, чем континентальных. Аналогичная закономерность проявляется и при дифференциации морских и континентальных глин по величине их естественной радиоактивности. В то же время некоторые геофизические признаки будут специфичными для конкретных районов. По нашему мнению, исследования с целью обоснования приемов выделения каротажных фаций должны в массовом порядке проводиться геологическими и промыслово-геофизическими организациями. Методической основой для таких работ на первом этапе могут служить соответствующие рекомендации УкрНИГРИ, ВНИГРИ и другие публикации [3–5].

1. Выявление на эталонных скважинах, по проведен детальный формационно-фациальный анализ по данным керна и шлама, устойчивых геофизических признаков, характеризующих литотипы, структуру отложений, средний диаметр зерен, слоистость, размер зерен, пористость, глинистость, временную смену литофаций, частоту смены литотипов и др., позволяющих определять условия осадкообразования отложений.

1. Буш Д. Стратиграфические ловушки в песчаниках. Методика исследований – М.: Мир.– 1977.
2. Долицкий В.А. Геологическая интерпретация материалов геофизических исследований скважин – М.: Недра.– 1966.
3. Изотова Т.С. Седиментологический каротажный анализ – основа прогнозирования геологических разрезов // Доклады АН УССР, 1986.– № 10.–С. 7–11. 4. Изотова Т. С, Определение генетических типов осадочных пород по данным ГИС // Советская геология.– 1987.– № 3.–С. 97–106.
4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа.– М.: Недра.– 1984.

Reliability of fields resources appraisal is determined by obtaining real connection between geophysical parameters and filtration-storage capacity rock characteristics. Oil and gas reservoirs systematization is an important stage in this problem resolving. It is shown that the most flexible classification may be proposed if sedimentation conditions are taken into account. Examples of such an approach used for studying terrigenous polyfacies hydrocarbon reservoirs are given.

Рис. 1. Зависимость проницаемости от пористости для визейских отложений северо-западной части ДДВ (по В.М. Бортницкой и др., 1984 г.).

Горизонты: 1 – В-16 на Котелевской площади, 2–4 – В-19, В-18, В-17 на Анастасиевской, Тимофеевской, Талалаевской площадях соответственно; 5 – В-20 на Артюховской площади

Горизонты. 1 – В-16 на Котелевской площади, 2 – В-17, В-19 на Анастасиевской, Талалаевской, Тимофеевской площадях, 3 – В-20 на Артюховской площади

1 – алевролит с повышенным содержанием калиевых полевых шпатов, 2 – песчаник полимиктовый с примесью железа, 3 – алевролит, 4 – песчаник с повышенным содержанием калиевых полевых шпатов, 5 – аргиллит каолинитовый.