При нефтенасыщении глинистых песчаников наблюдается снижение амплитуды аномалии кривой ПС. С целью количественной оценки этого фактора и выяснения возможностей его использования для оценки характера насыщенности коллекторов проведены теоретические и экспериментальные исследования применительно к юрским отложениям Прикумской зоны поднятий.

Юрские отложения обеспечивают достигнутый уровень добычи УВ. При этом коллекторы приурочены преимущественно к терригенной части разреза и по литологическому и минералогическому составу относительно однообразны. В большинстве случаев юрские отложения представлены слабоотсортированными, средне-крупнозернистыми песчаниками, сцементированными глинистым цементом. Основным породообразующим минералом является кварц. Встречаются обломки кремнистых, эффузивных и метаморфических пород, полевой шпат, слюда. Петрофизические свойства юрских песчаников варьируют в значительных пределах. Пористость насыщения изменяется от 2 до 17–20 % и более, проницаемость – от 10 до 10 м². Отмечено закономерное изменение содержания алевритовой и глинистой фракций в зависимости от пористости. Так, при пористости более 8–10 % содержание алевритовой фракции не превышает 5, а глинистой 10 %. При пористости менее 8–10 % содержание алевритовой фракции увеличивается до 20, а глинистой до 25 %. Определенные по керну значения проницаемости хорошо согласуются с результатами гидродинамических испытаний в скважинах, что свидетельствует о наличии в изучаемом разрезе коллекторов преимущественно порового типа [1].

, где E_д.а – диффузионно-адсорбционный потенциал, мВ; m₁ и m₂ – моляльные концентрации растворов, моль/кг ·Н₂О; d_в – проводимость раствора NaCl (Ом^-1·cм^–1); b –эквивалентная проводимость противоионов, Na¹⁺ (Ом^-1 ·см²/мг-экв); q_п – приведенная емкость поглощения, мг-экв/см³; k_B – коэффициент водонасыщенности; t_Na – кажущиеся, или гитторфовские, числа переноса катионов Na¹⁺; E_д – диффузионный потенциал, мВ.

Величина приведенной емкости поглощения глин q_п.гл оценивалась двумя способами. В первом она была найдена по формуле:

, где Q^гл₁₀₀ – емкость поглощения глин, (мг-экв)/100; Кп – пористость глин, %; d^гл_м – минералогическая плотность глин, г/см³.

Величина Q^гл₁₀₀=9,06 (мг-экв)/100 г получена методом метиленового голубого на имеющейся при определении гранулометрического состава юрских песчаников глинистой фракции. Значение пористости К_п=7 % найдено по результатам определения пористости насыщения глин. Величина d^гл_м=2,72 кг/м³ получена при исследовании глинистой фракции газоволюметрическим способом, значение q_п.гл=3,28 (мг-экв)/см³.

Во втором способе по результатам анализа 38 образцов керна определены приведенная емкость поглощения и объемная глинистость (С_гл). По полученным данным построена зависимость q_п.гл=f(C_гл) (рис. 1, а). Коэффициент корреляции 0,81. Значению С_гл=1, отвечающему 100 %-ной глинистости, соответствует q_п.гл= 3 (мг-экв)/см³. Величины q_п.гл, рассчитанные двумя способами, хорошо согласуются между собой и могут быть использованы для определения K_{д а} по формуле (1). В дальнейших вычислениях принято значение q_п.гл=3 мг-экв/см³.

По уравнению (1) с учетом установленных для юрских отложений значений С_в, С_ф и q_{n гл} построены зависимости a_ПС=f(q_п) для различной водонасыщенности (рис. 1, в). Как видно из рис. 1, в, наблюдается значительное влияние нефтенасыщенности на a_пс, тем большее, чем меньше водонасыщенность и выше приведенная емкость поглощения, отражающая глинистость пород. В таблице приведены отношения a_пс нефтенасыщенного пласта к a_пс водонасыщенного при q_п=const для наиболее вероятных значений K_в юрских пластов, равных 0,2–0,4.

При q_П>0,2 влияние насыщенности становится значительным и может быть использовано для выявления нефтеносных пластов.

Практический интерес представляет зависимость a_пc от относительной глинистости h, которую можно установить с использованием следующей формулы:

Уравнение (3) подтверждено результатами анализов керна. На рис. 1, б приведено сопоставление q_п и h, определенных по данным анализа керна. Как видно, расчетная кривая хорошо осредняет поле фактических точек.

На рис. 2, а представлены зависимости a_пс=f(h) для различных значений k_в. Отмечается закономерное уменьшение параметра a_пс с ростом h и уменьшением К_в.

Для подтверждения полученных теоретических зависимостей a_пc=f(h) были использованы материалы геофизических исследований, проведенных в скважинах месторождений Восточное, Правобережное и Пушкарское с привлечением результатов испытаний.

Параметр a_пc рассчитывается по формуле:

a_пc=U_ПС/U_ст, (4)

где U_ПС – величина аномалии ПС интерпретируемого пласта, отсчитанная от условной линии глин; U_ст – статическая амплитуда ПС (максимальное значение амплитуды ПС в слабоглинистых пластах изучаемого разреза); h определяется по формуле:

h=С_гл/(С_гл+К_п). (5)

С_ГЛ=0,73DJ_ГК+0,01, (6)

где DJгк – двойной разностный параметр ГК. Для оценки пористости использованы материалы АК [2]. Значения a_пс и h водоносных пластов хорошо осредняются теоретической кривой зависимости a_пс=f(h), соответствующей К_в= 1 (см. рис. 2, а). Точки для нефтенасыщенных интервалов расположены в области с K_B<0.8. Зависимость a_пс=f(h) можно использовать для оценки характера насыщения глинистых пластов при h>0,1. Отмеченная на графике a_пс=f(h) линия, соответствующая K_в=0,8, разделяет нефтеносные пласты от водоносных и позволяет определить насыщенность исследуемого пласта. Описанная методика может быть реализована при наличии геофизических исследований, позволяющих определить пористость. При отсутствии данных о пористости можно предложить приближенный способ качественной оценки нефтенасыщенности. С этой целью используют установленную по керну статистическую зависимость q_п=f(C_ГЛ) (см. рис. 1, а) и формулу (6). В этом случае связь a_пс=f(q_п) можно представить в виде a_пс=f(DJ_гк) (рис. 2, б). Нанесенные точки для водоносных пластов в целом повторяют характер расчетной зависимости при K_в=1. Точки, соответствующие нефтеносным пластам, расположены в области K_в< 1. С помощью данной зависимости нефтенасыщенные пласты выделяются в области с К_B<0,7.

Анализ рассмотренных способов показывает, что при использовании связи a_пс=f(DI_гк) оценка характера насыщенности пластов проводится менее достоверно, поэтому зависимость a_пс=f(DI_гк) менее предпочтительна.

1. Дагхилъгов Т.Д., Брайловский А.Л., Шнурман И.Г. Некоторые вопросы промыслово-геофизических исследований юрских отложений Ставрополья // Геология нефти и газа.– 1987.– № 1.– С. 52–55.
2. Определение коллекторских свойств и нефтенасыщенности юрских отложений Прикумской зоны поднятий / И.Г. Шнурман, А.Л. Брайловский, Н.В. Демушкина и др. // Геология нефти и газа.– 1987.– № 7.– С. 43–47.
3. Терентьев В.Ю. Определение приведенной емкости поглощения и относительной глинистости терригенных пород по диаграммам ПС // Нефтегазовая геология и геофизика.– 1978.– № 4.– С. 38–41.

A way to evaluate the character of saturating argillaceous sandstones is proposed based on the effect of oil saturation on the anomaly amplitude of the PS curve. The dependences obtained for the Jurassic terrigenous deposits of the Prikumsk zone of uplifts have been confirmed by geophysical data and test results available. The procedures described here may be used as an express-method for the evaluation of the saturation pattern of clay reservoirs

Рис. 1. Зависимости приведенной емкости поглощения q_п от объемной глинистости С_гл (а), приведенной емкости поглощения q_п от относительной глинистости h (б) и параметра a_пс от приведенной емкости поглощения q_п (в):

Шифр кривых – водонасыщенность (К_в)

Рис. 2. Зависимость параметра a_пс от относительной глинистости h(а) и двойного разностного параметра ГК DJгк (б).

Пласты: 1 – нефтенасыщенные, 2 – водонасыщенные. Шифр кривых – водонасыщенность K_в