Семилукские отложения франского яруса являются одним из основных продуктивных горизонтов Припятского прогиба. За годы, прошедшие со времени открытия Речицкого месторождения и первой семилукской залежи, выявлено еще 30 одноименных залежей. Из пород одноименного горизонта на различных площадях Припятского прогиба отобраны сотни образцов керна, на которых определены тысячи различных параметров.

В частности, пустотность пород семилукских продуктивных отложений оценивалась по данным измерений на образцах керна: абсолютная пористость методом Мельчера (n=1414), открытая – Преображенского (n=1512) и каверновая – Котяхова (n=326). Основную емкость пород-коллекторов составляют поры и каверны выщелачивания. Тип коллектора – каверново-порово-трещинный (смешанный).

Абсолютная пористость К_п^п доломитовых разностей от площади к площади меняется от 2 до 5,2%, а известняков – от 0,8 до 5 % (средние значения соответственно 3,1 и 3 %). Без учета литологического состава полная пористость пород семилукского горизонта отдельных площадей находится в пределах от 2 до 4,5 % (в среднем 2,9 %).

Для выяснения этого вопроса проведен сравнительный анализ значений поровой емкости пород семилукского горизонта, измеренной на пористых образцах керна (876) методом Мельчера, а кавернозных (326) – методом Котяхова. Керн отобран из семилукских отложений восьми площадей, на каждой из которых названные выше отложения продуктивны. Исходные данные по четырем площадям и итоги их сравнения приведены в табл. 1.

Воспользовавшись данными измерения К_п^п на представительной выборке керна с пустотностью порового типа, можно рассчитать объем каверново-трещинной составляющей и ее долевое участие в общей пустотности карбонатного коллектора.

В этом случае полная емкость каверн (К_пк^п) определяется по формуле:

где К_п^п(ГИС) —полная пустотность смешанного карбонатного коллектора, определенная по ГИС; К_п^п— абсолютная пористость, измеренная на поровых образцах методом Мельчера. Долевое участие каверновой пустотности — коэффициент кавернозности (К_к) — определяется по формуле:

На основе многочисленных экспериментальных данных доказано, что значения К_к одних и тех же образцов для полной и открытой кавернозности равны. Поэтому кавернозность открытая может быть определена по формуле:

где К⁰_пк — кавернозность открытая; К⁰_п(ГИС) — пустотность открытая, определенная по ГИС; К_к — коэффициент кавернозности.

Сравнение результатов определения долевого участия каверновой емкости методом Котяхова и предлагаемым способом приведено в табл. 2. В качестве полной пористости по ГИС использованы значения этого параметра, принятые при подсчете запасов нефти семилукских залежей перечисленных в табл. 2 месторождений.

Для отдельно взятых площадей (см. табл. 2) расхождение коэффициентов кавернозности, рассчитанных по абсолютной пустотности, меняется от 1 до 34 %. Нужно отметить, что значительное (>20 %) различие между величинами рассматриваемого параметра наблюдается в двух случаях из восьми и обусловлено оно, вероятнее всего, малой представительностью выборок по кавернозным или пористым образцам. Вместе с тем коэффициент кавернозности, рассчитанный для пород семилукского горизонта как единого объекта по данным восьми площадей, равен 0,69 по Котяхову и 0,67 по комплексу “Керн-ГИС”. Относительное расхождение между приведенными величинами составляет всего 3 %.

Abstract

Semilukian sediments of the Frasnian Stage of the Upper Devonian are the principal producing horizons of the Pripyat depression. The main reservoir storage capacity is represented by pores and solution cavities. Along with pores and cavities, fractures can also serve as the pathways for escaping fluids. Reservoir type is a cavernous-porous-fractured one. With such a type of the reservoir, the question concerning the share of cavernous-fractured constituent in its total capacity seems to be problematical. Cavernosity coefficient in these cases can be determined on the basis of data pertaining to absolute capacity measurements performed on porous samples of cores by Melcher method and from the full interstice of combination carbonate reservoir determined by geophysical well logging. Information on cavernosity coefficient is required to reliably evaluate oil recovery factor and to accomplish measures on its increase.

Примечание: Количество использованных определений по керну приведено в табл. 1.