Объектом изучения являются карбонатные породы отложений франского яруса, слагающие продуктивную толщу нефтяного месторождения Северное Хоседаю. Последнее приурочено к одноименному массиву в полосе барьерного рифа, который протягивается в пределах восточного борта Хорейверской впадины (Тимано-Печорская провинция). Продуктивные отложения мощностью около 260 м, залегающие на глубине около 3 км, сложены органогенными водорослево-сгустковыми известняками. Различаются крупно (0,5–3 мм) и мелкокомковатые (0,1–0,5 мм) разности, преобладает чистый карбонат, содержание нерастворимой примеси не более 2 %.

Из вторичных процессов преобразования пород на формирование коллекторских свойств наибольшее влияние оказали в верхней нефтеносной части разреза (скв. 2 до глубины около 3000 м) неравномерная перекристаллизация и кальцитизация, которые сильно сократили первично высокую пористость, а также трещиноватость и вновь образованная кавернозность, которые обеспечивают проницаемость и прирост емкости за счет кавернозности до 5,6 %. В нижней водоносной части разреза широко развиты процессы растворения и выщелачивания, унаследованная кавернозность привела к образованию высокоемких и хорошо проницаемых коллекторов каверново-порового типа.

Целью исследований являются экспериментальное моделирование пластового давления и оценка его влияния на изменение акустических и электрических свойств карбонатных коллекторов каверново-порового, порового и сложных типов, связанных с развитием трещиноватости. Методика лабораторного исследования физических свойств карбонатных пород при эффективных давлениях заключается в следующем. Установка УМПУ-1М, моделирующая пластовые условия, состоит из кернодержателя, источника давления насосной станции УНГР-2000 и аппаратуры, позволяющей измерить пористость (Кп^(s-p)), интервальное время пробега упругих продольных волн (Dt^(s-p)) и удельное электрическое сопротивление. Опыты проводят на образцах керна цилиндрической формы диаметром до 30 мм и длиной 25–30 мм. После измерения в атмосферных условиях перечисленных параметров в камере высокого давления создается давление обжима 2 и внутрипоровое 0,5 МПа, затем давление обжима поднимается до 12 и внутрипоровое до 10 МПа. В последующем изменение давления проводится ступенчато (по 5 МПа), система выдерживается на каждой ступени в течение 30–45 мин до достижения равновесия. На каждой ступени измеряют указанные параметры, причем внутрипоровое давление во время эксперимента остается постоянным и равным 10 МПа. После достижения максимальной величины эффективного давления (34 МПа) по той же методике измерений давление ступенчато снижается до первоначальных условий.

Для месторождения Северное Хоседаю по указанной методике в пластовых условиях изучено 145 образцов керна из скв. 1, 2, 3, 5, 7, 10, 14, 24. В качестве насыщающей жидкости использованы модель пластовой воды и керосин. Отметим, что при создании и снятии нагрузки упругопластические свойства пород сохраняются, что подтверждается практическим совпадением величин параметров. Типичный график изменения акустических свойств при создании эффективного давления приведены на рис. 1.

Комплекс лабораторных исследований коллекторских свойств включает, наряду со стандартным изучением пород, измерением пористости и проницаемости, применение специальных методов: капиллярного насыщения пород люминофором для оценки трещиноватости и кавернозности (К.И. Багрин-цева, 1977 г.), ртутной порометрии для определения структуры порового пространства [4], растровой электронной микроскопии для изучения структурных особенностей пород, а также ряд методов [5] для оценки величины каверновой составляющей емкости. Данный комплекс позволил полно охарактеризовать свойства пород, определить тип коллектора.

Анализ влияния эффективного давления дал возможность установить следующее. Карбонатные породы, имеющие жестко сцементированный скелет, успешно противостоят уплотнению и практически сохраняют величины пористости. Абсолютные величины уменьшения пористости низкоемких разностей пород составили 0,3–0,6 %, в высокоемких разностях эти величины равны 0,8–1 %. Для пластовых давлений (34 МПа) месторождения Северное Хоседаю зависимость описывается уравнением

Кп^(s-p)=0,98Кп–0,366, r=0,99, где Кп и Кп^(s-p) – пористость соответственно в атмосферных и пластовых условиях, %; r– коэффициент корреляции.

Pп^(s-p)=0,66Pп^1,165, r==0,956, где Рп и Рп^(s-p) – параметр пористости в атмосферных и пластовых условиях, отн. ед.

Зависимость между величинами параметра пористости и открытой пористости в пластовых условиях для карбонатных пород месторождения Северное Хоседаю усиливается с ростом пористости от 5 до 24 % и аппроксимируется уравнением

Рп^(s-p)= 1,84 (Кп^(s-p))^-1,67, r=0,96.

В низкопористых породах наблюдается разброс параметра пористости от 200 до 500 отн. ед.

Акустические свойства карбонатных пород-коллекторов в пластовых условиях существенно меняются. Скорость пробега упругой волны, как следовало ожидать, возрастает, причем абсолютный рост более существен в пористых породах. Зависимость между параметрами для эффективных давлений в 34 МПа описывается линейным уравнением

Dt^(s-p)=0.615Dt+55.5, где Dt^(s-p) и Dt – интервальное время пробега упругой волны соответственно в пластовых и атмосферных условиях, мкс/м.

Зависимость интервального времени пробега упругой волны от открытой пористости в пластовых условиях с учетом проницаемости каждого образца показана на рис. 2. Это позволяет провести анализ изменения интервального времени пробега упругой волны не только по пористости, но и для различных типов и классов коллекторов согласно классификации К. И. Багринцевой (1977 г.). Установлено, что по мере увеличения пористости карбонатных пород, скорости распространения волн уменьшаются по криволинейной зависимости с наибольшей крутизной для низкоемких пород. На графике (см. рис. 2) можно выделить зоны, характеризующие связь параметров для коллекторов различных типов: трещинного, порово-трещинного, трещинно-порового и каверново-порового.

В трещинных коллекторах (VII класс) с емкостью в пределах 0,5–3 % и низкой проницаемостью (0,01–1)·10^-3 мкм² величина Dt^(s-p)= =150–183 мкс/м, т. е. скорости снижаются по сравнению с уравнением среднего времени и отсутствует зависимость Dt^(s-p) от пористости. В порово-трещинных коллекторах (VII–VI классы) с пористостью 1,5–5 % при проницаемости (0,1– 10) • 10 ^-3 мкм² зависимость носит сложный характер и отмечается некоторая криволинейность из-за влияния пустот выщелачивания по трещинам, Dt^(s-p) =150–175 мкс/м. В трещинно-поровых коллекторах (VI–V классы) с пористостью 6–10 % (редко до 12 %) и со среднепроницаемой матрицей (около 10•10^-3 мкм²) сказывается влияние кавернозности, унаследованной и вновь образованной; с ростом пористости величина Dt^(s-p) линейно возрастает от 165 до 200 мкс/м. В поровых коллекторах (V–III классы) при средней пористости (12–18%) и проницаемой матрице Кпр=(10 –300)·10^-3 мкм также подтверждена линейная связь параметров, но за счет кавернозности график зависимости смещается параллельно линии межзерновой пористости, Dt^(s-p)=187–215 мкс/м. В каверново-поровых и поровых коллекторах с мелкими кавернами (II–I классы), которые характеризуются наличием пористо-проницаемой матрицы (Кпр=(300-500)·10^-3 мкм и более, Кп^(s-p)= =18–24 %), отмечается наибольшее отклонение величин Dt^(s-p) от рассчитанных по уравнению среднего времени для типично поровых коллекторов, с возрастанием кавернозности расхождение более существенно. На графике (см. рис. 2) нанесены изолинии номограммы, теоретически рассчитанной В. М. Добрыниным [2], которые показывают отношение емкости каверн (или трещин) к открытой пористости. С их помощью также подтверждается физическая природа наблюдаемых отклонений параметров от уравнения среднего времени.

Влияние типа насыщающего флюида (пластовая вода, керосин) на скорость распространения упругой волны в карбонатных породах оценено при различных эффективных давлениях. Получена номограмма (рис. 3), показывающая для каждого вида флюида при заданном эффективном давлении зависимость интервального времени пробега упругой волны от открытой пористости. Диапазон эффективных давлений составляет от 0 до 34 МПа, пористости от 2,4 до 13 %; отмечается закономерное уменьшение интервального времени пробега волны с ростом эффективного давления, а также при переходе от керосина к пластовой воде. Установлено отклонение кривых зависимостей от теоретической линейной зависимости. Разброс точек (абсолютные отклонения от средних величин интервальных времен пробега упругой волны для данной пористости) наибольший при атмосферных условиях для воды ±7, для керосина ±5 мкс/м. С ростом эффективного давления разброс точек уменьшается до ±3–±5 мкс/м при всех видах насыщения.

Результаты экспериментальных измерений использованы для оценки изменения коэффициента сжимаемости пор с ростом эффективного давления. Коэффициенты сжимаемости пор рассчитаны по формуле В. М. Добрынина [I]. Для известняков с различными ФЕС получена принципиальная схема (рис. 4), на которой выделяются три зоны, существенно различные по характеру сжимаемости:

1. для трешинных коллекторов и неколлекторов, представленных известняками с низкопористой матрицей, где предельные величины коэффициента сжимаемости (0,3–0,8)·10^-3 МПа^-1 достигаются при различных давлениях (как при 20, так и при 34 МПа), причем наблюдается наиболее “крутое” изменение кривой зависимости;
2. для поровых и трещинно-поровых коллекторов VI–VII классов, представленных известняками со среднеемкой (Kп=4–7 %) матрицей, где при плавном характере уменьшения коэффициента сжимаемости пор предельные значения (0,3– –1,3) • 10^-3 МПа^-1 достигаются при эффективном давлении 30–34 МПа;
3. для поровых коллекторов V–III классов, представленных пористо-проницаемыми известняками, где уже при эффективном давлении 5 МПа величины коэффициента сжимаемости пор не превышают (1–4)*10^-3 МПа^-1, редко до 6x10^-3МПа^-1. Предельные величины коэффициента сжимаемости пор (0,4–1,3) •10^-3 МПа^-1 достигаются, как правило, при эффективном давлении 20 МПа.

Рассмотрим возможности использования полученных петрофизических зависимостей для интерпретации материалов методов АК и БК. Коллекторы порового и каверново-порового типов, т. е. коллекторы с проницаемостью поровой матрицы выше 1 • 10^-3 мкм² (для нефтяных месторождений), выделяют по следующим критериям: P^(s-p)<200, Dt^(s-p)>187 мкс/м. Определены диапазоны изменения указанных геофизических параметров в пластовых условиях для классов поровых коллекторов (табл. 1, табл.2, табл.3), оценена точность определений пористости (Кп^(s-p) ± DКп^(s-p)).

Отметим, что по отдельности ни один из методов не дает однозначной интерпретации. При величинах параметров в пределах 160<Dt^(s-p)<187, 200< <Рп^(s-p)<300 могут быть выявлены как поровые коллекторы, так и неколлекторы (или коллекторы сложных типов, связанные с развитием трещиноватости).

В заключение укажем на возможность совместной интерпретации результатов нескольких методов ГИС при использовании данных палетки (см. рис. 2). Оценив пористость, например по НГК, можно по палетке для метода АК по шифру изолинии определить тип пустотного пространства и оценить долю емкости каверн (или трещин). Эта идея В. М. Добрынина реализована авторами для месторождения Северное Хоседаю, а в работе [3] для месторождения Тенгиз.

Проведенные экспериментальные исследования влияния пластовых давлений выявили различия в изменении акустических и электрических свойств пород, связанные с типом и классом коллектора, интенсивностью развития трещиноватости и кавернозности, типом насыщающего флюида. Выполнена оценка точности, отмечены неоднозначность обратной интерпретации данных ГИС и необходимость учета установленных отклонений геофизических показателей – интервального времени пробега упругой волны и параметра пористости в пластовых условиях – в сложных коллекторах по сравнению с поровыми.

1. Добрынин В. М. Деформация и изменение физических свойств коллекторов нефти и газа.– М.: Недра.– 1970.– С. 54.
2. Добрынин В. М. Изучение пористости сложных карбонатных коллекторов // Геология нефти и газа.– 1991.– № 5.– С. 30–34.
3. Фарманова Н. В., Костерина В. Л. Разделение сложнопостроенных коллекторов месторождения Тенгиз по структуре порового пространства // Геология нефти и газа.– 1991.– No 5.– С. 34–37.
4. Шершуков И. В. Учет связанности проводящих каналов при обосновании фильтрационных свойств трещиноватых и пористых сред / В кн.: Эффективные методы прогноза нефтегазоносности природных резервуаров.– М.: ВНИГНИ.– 1988.– . С. 65–76.
5. Шершуков П. В. Опыт оценки емкости кавернозных карбонатных пород (на примере Северо-Хоседаюского месторождения) // Экспресс-информация ВИЭМС.– М.– Вып. 5.– 1988.– С. 1–5.

Results of experimental modeling of reservoir pressures and of an estimate of their effects on capacity, acoustic, and electric properties of carbonate reservoir rocks of the Severnoye Khosedayu field, Timan-Pechora province, are presented. The unambiguous pattern of changes in complex reservoirs with a different intensity of fracture and caver-nosity development is shown. The departure curve is proposed, reflecting a link between the interval time of elastic wave transit and porosity, for reservoirs of diverse types.

1 - керосином, 2 – пластовой водой; а – Кп=5,7 %, Кп^(s-p)=5,2 %, Кпр= 0,59.10^-15 м²; б – Кп=11,9%, Кп^(s-p)= 11 %, Кпр =349,4х10^-15 м²

Экспериментальные точки со значениями проницаемости, 10–³ мкм²: 1–0,01–0,1, 2–0,1–1, 3– 1–10, 4–10–100, 5–100–500, 6– 500–1000, 7 – более 1000. 0,3; 0,1; 0,05 – значения отношения емкости трещин к пористости. 0,1; 0,5; 0,7 – значения отношения емкости каверн к пористости. Сплошная линия – зависимость для межзернового коллектора

1 – керосин; 2 – пластовая вода; цифры на кривых – значения эффективного давления, Мпа

Границы зон (I, II, III) изменения коэффициента сжимаемости: 1 – в плотных низкоемких породах, 2 – трещиновато-пористых среднеемких, 3 – пористо-проницаемых