На формирование основных коллекторских свойств природных резервуаров оказывают воздействие термобарические факторы (Прошляков Б.К., 1974; Ханин А.А., 1977; Багринцева К.И., 1977, 1982, 1996; Махнач А.А., 1980; Порошин В.Д., 1981; Шершуков И.В., 1986, 1987; Кузнецов В.Г., 1992; Денк С.О., 1994).

Используя классификацию осадочно-породных бассейнов А.Н. Резникова [2], сопоставим несколько районов с различной геологической историей, полагая, что коллекторские свойства горных пород в значительной степени обусловлены тектонодинамической возбужденностью осадочно-породных бассейнов. Проанализируем данные о породах мезо-кайнозойского возраста Ростовского газоносного района, относящихся по степени тектонодинамической возбужденности к IIд типу, каменноугольного возраста Северо-Донбасского газоносного района, относящихся к IIIд типу, пермотриасового возраста Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области, относящихся к IVд типу.

В породах мезо-кайнозойских отложений Ростовского газоносного района экспоненциальная геохронотерма варьирует от 1,06 до 1,29 (среднее 1,14), а экспоненциальный хронобарический градиент изменяется в интервале 1,01-1,18 (среднее 1,07), среднее значение условного показателя динамокатагенеза 0,24. Отложения относятся к стадии катагенеза ПК. Средняя глубина залегания 0,9 км. При таких термодинамических условиях давление имеет главенствующее значение в преобразовании пластовой системы. Под влиянием литостатического давления в этих условиях происходит выделение углекислоты и воды. В данной зоне формируются кислые газы (Бочкарев А.В., 1984). На эту же зону приходится первая (главная) фаза гидратации глин (Foscolos Т.Е., Роwell T.G., 1978). Данный процесс должен приводить к растворению карбонатов пород, увеличению содержания кальция в водах, а также улучшению емкостных характеристик коллектора. Проверим это предположение на массиве данных.

Известняки Ростовского газоносного района имеют позднемеловой возраст. Исследованная глубина залегания от 0,4 км (скв.700 Федоровская) до 2,1 км (скв. 3 Пролетарская). Большая часть образцов отражает интервал глубин от 0,4 до 1,2 км (средняя 0,9 км). Была рассмотрена выборка из 30 объектов (табл.1).

Известняки светло-серые, крепкие, органогенные. Текстура беспорядочная. Открытая пористость в более 50 % образцов изменялась от 22 до 34 % (средняя пористость 23 %). Выявлено снижение пористости с ростом глубины. Корреляционная связь между открытой пористостью и глубиной более высокая (R= -0,75), чем между эффективной пористостью и глубиной (R= -0,63). Коэффициент корреляции между открытой и эффективной пористостью составляет 0,79. Между открытой пористостью и проницаемостью корреляционная зависимость отсутствует (R= -0,26). Логарифм проницаемости уменьшается с увеличением глубины (R = -0,48). Литостатическое давление в известняках оказывает воздействие на уменьшение пористости с глубиной. На проницаемость данный фактор влияет слабее. Накопление СаСО₃ в породе приводит к некоторому снижению пористости и проницаемости.

Песчаники Ростовского газоносного района изучались в более широком возрастном диапазоне – от палеогена до раннего мела, в интервале глубин 0,4-3,0 км (средняя глубина 1,4 км). Средняя пористость 18 %. Как и в предыдущем случае, рассмотрим выборку из 30 объектов (табл. 2). Песчаники имеют тесную корреляционную зависимость (R= -0,72) между глубиной и открытой пористостью. Корреляционная зависимость между глубиной и эффективной пористостью ниже (R = -0,59). Высокая корреляционная зависимость выявлена между эффективной пористостью и логарифмом проницаемости (R = 0,76), а между открытой пористостью и логарифмом проницаемости она ниже (R = 0,66). Объясняется данное явление наличием связанной воды в глинистых минералах, содержание которой варьирует в зависимости от литофациальных условий. Наблюдается определенная тенденция уменьшения пористости с ростом содержания СаСО₃ в породе (R = -0,34). Аналогичным образом на рост содержания СаСО₃ реагирует и проницаемость. С глубиной проницаемость снижается. Коэффициент корреляции для пары логарифм проницаемости – глубина равен -0,48.

Алевролиты Ростовского газоносного района изучались в диапазоне глубин 0,5-3,0 км (средняя глубина 1,1 км). Возраст варьирует от палеогена до раннего мела. Средняя пористость алевролитов 24 %. Рассмотрена выборка из 30 образцов (табл. 3). Корреляционная зависимость между глубиной и открытой пористостью (R = -0,70) сопоставима с таковой для известняков (R= - 0,75) и песчаников (R= -0,72). Логарифм проницаемости алевролитов тесно коррелирует с эффективной пористостью (R = 0,64). Коэффициент корреляции у пары открытая пористость – логарифм проницаемости ниже 0,57. Алевролиты по сравнению с песчаниками содержат больше глинистого вещества, чем и объясняются наблюдаемые корреляционные зависимости.

Таким образом, в Ростовском газоносном районе под влиянием литостатического давления вне зависимости от вещественного состава происходит снижение пористости с глубиной. Пористость увеличивается пропорционально росту логарифма проницаемости в алевролитах (R= 0,57) и песчаниках (R= 0,66), а в известняках эти параметры не связаны между собой (R = 0,04). Проницаемость менее тесно связана с глубиной по сравнению с пористостью: в алевролитах R= -0,66, песчаниках R= -0,48; в карбонатах видна лишь тенденция уменьшения логарифма проницаемости с увеличением глубины (R= -0,48). Можно констатировать, что независимо от вещественного состава пород с глубиной происходит уменьшение пористости и проницаемости, причем 60-70 % объема данных по открытой пористости подчиняется этой корреляционной зависимости. Связанная вода при данных термобарических условиях еще не выделяется, что находит отражение в менее тесной корреляционной зависимости между эффективной пористостью и глубиной по сравнению с таковой между открытой пористостью и глубиной. Можно констатировать, что в породах IIд типа высока роль литофациальных условий в формировании коллекторских свойств.

Попытаемся определить, какие еще факторы влияют на формирование коллекторских свойств бассейнов IIд типа. Для этого применим метод многомерного корреляционно-регрессионного анализа [1]. Проведем пошаговый регрессионный анализ связи между открытой пористостью, с одной стороны, и проницаемостью, глубиной залегания, содержанием CaCO₃ в породе, а в составе пластовых вод: минерализацией, содержанием сульфат-, гидрокарбонат-ионов, кальция – с другой стороны. Поскольку наиболее тесная связь у открытой пористости с глубиной, то начнем с анализа регрессионной модели первого порядка с одной независимой переменной (глубиной). При числе наблюдений, равном 30, пористость описывается уравнением

n= 36,95 - 13,69H± 7,35;

R=0,74,

где n – открытая пористость, %; Н– глубина залегания коллектора, км.

n = 44,57 - 0,ОЗСаСО₃ - 0,004Са - 0,006SO₄ - 13,6H ± 7,10;

R= 0,78,

где СаСО₃ – содержание в исследуемой породе, %; Са – содержание в пластовых водах коллектора, мг/л; SO₄ – содержание сульфатионов в пластовых водах, мг/л.

Привлечение критерия Фишера показало целесообразность использования в уравнении взятых переменных. Дополнительное привлечение в уравнение переменных позволило увеличить коэффициент детерминации с 70 до 78 %.

Из рассмотренных факторов 55 % вклада принадлежит глубине, 10 %-СаСО₃, 11%- SO₄ и 1%-Са.

Обратная связь открытой пористости с содержанием сульфатионов и гидрокарбонатов в пластовых водах объясняется процессом кольматации порового пространства гипсом и кальцитом. При этом степень минерализации сколько-нибудь заметного влияния на формирование пористости не оказывает. Аналогичный анализ поведения проницаемости показал отсутствие связи данного параметра с рассмотренными выше факторами и невозможность использования линейной модели для описания поведения проницаемости.

Проанализируем зависимость коллекторских свойств от газов, насыщающих коллектор. Нами была проанализирована выборка, состоящая из 42 объектов. Значимые коэффициенты парной корреляции были вычислены для пары открытая пористость – СО₂ (R = -0,53); слабая, но значимая корреляция определена для открытой пористости и концентрации гелия в газах (R = -0,36). При проведении многомерного линейного регрессионного анализа лучшие результаты получены при использовании шести переменных: глубины, СаСО₃ в породах, СО₂, Не, СН₄ и N₂ в водорастворенных газах. Уравнение будет иметь следующий вид:

n = 26,98 - 12,98H- 0,09СаСО₃+ 0,05N₂ - 1,69СО₂ - 20,14Не + + 0,17СН₄± 5,84;

R=0,87.

Относительно высокую корреляционную зависимость между открытой пористостью и концентрацией CO₂ нельзя объяснить только влиянием глубины, поскольку корреляционная зависимость между глубиной и содержанием СО₂ в коллекторе (R = 0,38) ниже, чем между открытой пористостью и СО₂ (R= -0,45). Между проницаемостью и рассматриваемыми величинами значимых корреляционных зависимостей выявить не удалось.

Рассмотрим, как влияет изменение тектонодинамической возбужденности на характер коллекторских свойств. Для этого проанализируем данные по Северо-Донбасскому газоносному району, который по степени тектонодинамической возбужденности относится к IIIд типу (среднее значение условного показателя динамокатагенеза 0,28). Изучаемые отложения находятся на стадии катагенеза МК₃. Экспоненциальная геохронотерма варьирует от 1,53 до 1,97, а экспоненциальный хронобарический градиент изменяется от 1,12 до 1,37. Средняя глубина залегания изученных пород 1,4 км.

Рассматривались известняки возрастного диапазона от позднего до раннего карбона. Глубины залегания от 0,3 км (скв. 468 Надеждинская) до 3,3 км (скв. 8 Глубокинская), однако 70 % исследованных образцов взяты в интервале глубин 400-1400 м (средняя глубина 1,2 км). Корреляционный анализ проведен для выборки из 30 объектов. Известняки микрозернистые, перекристаллизованные, кавернозные, неравномерно выщелоченные, трещиноватые, доломитизированные, органогенно-обломочные. На пористость пород большое влияние оказывает трещиноватость типа стилолитов и сутуровых швов. Кроме трещин горизонтального типа отмечаются вертикальные и наклонные. Поры, созданные процессами перекристаллизации, имеют вид мелких каверн, сравнительно равномерно распределены по площади. Подавляющее число проб (84 %) имеют открытую пористость < 6 %, причем 62 % из них - < 2 % (среднее значение открытой пористости 6 %, эффективной 3 %).

В пределах Северо-Донбасского газоносного района пористость не связана значимой корреляционной зависимостью с глубиной (R = -0,36 при уровне значимости 0,38). Наблюдается высокая корреляционная зависимость между пористостью и проницаемостью (см. табл. 1). Коэффициент корреляции между эффективной пористостью и проницаемостью равняется 0,91, что позволяет использовать данные по эффективной пористости для прогноза проницаемости в случае невозможности определения этого параметра лабораторным путем:

К= 0,27m- 0,15 ± 0,79;

R=0,90, где m – эффективная пористость, %. Коэффициент детерминации можно повысить дополнительным привлечением в уравнение содержания СаСО₃ в породе. В этом случае уравнение будет иметь следующий вид:

К= 0,27m + 0,03СаСО₃ - 2,73 ± 0,74;

R = 0,92.

Песчаники Северо-Донбасского газоносного района изучались в интервале 700-3100 м. Стратиграфически они приурочены к московскому и башкирскому ярусам среднего карбона. Песчаники мелкозернистые, кварцевые, полевошпат-кварцевые, полимиктовые, глинистые, карбонатно-глинистые, кремнисто-глинистые. Кластический материал характеризуется изометрической удлиненной, угловатой формой зерен разной степени окатанности. Цементом служат карбонат и тонкодисперсное глинистое вещество.

Открытая пористость варьирует от 2 до 20 %. С глубиной открытая пористость песчаников уменьшается (R= -0,50) в отличие от известняков данного региона, где лишь наблюдается подобная тенденция. Тесная корреляционная зависимость выявлена между пористостью и проницаемостью. Для эффективной пористости коэффициент корреляции составил 0,63, а для открытой пористости 0,53. Видна определенная тенденция снижения пористости с увеличением в составе породы доли карбонатного материала: R= -0,37 для открытой пористости и R = -0,25 для эффективной пористости. Выявлена прямая корреляционная зависимость между проницаемостью и содержанием СаСО₃ в породе (R = 0,58) (см. табл. 2).

Алевролиты Северо-Донбасского газоносного района изучались приблизительно в том же стратиграфическом диапазоне, что и песчаники. С глубиной пористость уменьшается (R = -0,52) (см. табл. 3). Между пористостью и карбонатностью корреляционная зависимость значительно ниже. Наблюдается прямая связь между пористостью и проницаемостью: для открытой пористости R = 0,53, а для эффективной пористости R = 0,62.

На породы, относящиеся по степени тектонодинамической возбужденности к IIIд типу, большее, чем геодинамическое давление, оказывают влияние процессы выщелачивания. Подтверждением этому служат более высокие коэффициенты корреляции в известняках между пористостью и проницаемостью (R= 0,90) по сравнению с таковыми в песчаниках и алевролитах, где эта связь существенно ниже (R= 0,53).

Механизм формирования вторичных коллекторов во многом обусловлен значительной растворимостью цементирующих скелет породы минералов. Миграция флюидов со стороны Донбасса обусловливает поступление в коллектор СО₂, растворение минерального вещества, прежде всего карбонатного, и улучшение коллекторских свойств. В связи с этим в принадвиговой зоне южного склона Воронежской антеклизы возможно обнаружение залежей УВ. Попытка выявить корреляционную зависимость между коллекторскими свойствами пород и составом газов, насыщающих их, не привела к успеху. В целом для коллекторов Северо-Донбасского газоносного района характерна высокая корреляционная зависимость между открытой пористостью и проницаемостью, что позволяет использовать информацию по значениям пористости для уверенного прогноза проницаемости. Эта зависимость описывается следующим уравнением:

Ln K= 0,4n- 4,64 ± 1,21;

R=0,93,

где K– проницаемость, n•10^-3 мкм², n – пористость, %.

Коллекторские свойства пород связаны значимой обратной зависимостью с карбонатностью пород в отличие от Ростовского газоносного района, где такая связь только намечается, причем связь между пористостью и СаСО₃ выше (R = -0,53), чем между проницаемостью и СаСО₃ (R= -0,44). Концентрация сульфат- и гидрокарбонат-ионов, входящих в состав пластовых вод, и значение пористости не коррелируют между собой. Таким образом, если в пределах Ростовского газоносного района в настоящее время продолжается процесс формирования порового пространства, что выражается в обратной зависимости между содержанием СО₂ в пластовых водах и пористостью, то в Северо-Донбасском газоносном районе концентрация СО₂ в коллекторе и емкостные параметры никак не связаны.

Проверим, как реагируют коллекторские свойства пород на дальнейшее увеличение тектонодинамической возбужденности. Для этого рассмотрим Восточно-Предкавказскую нефтегазоносную область. По степени тектонодинамической возбужденности ее породы относятся к IVд типу. Здесь нами изучались доломиты, доломитизированные известняки и известняки пермотриасового комплекса на глубине от 3,5 до 4,6 км. Экспоненциальная геохронотерма в пределах комплекса варьирует от 1,75 до 2,15 (средняя 1,98), экспоненциальный хронобарический градиент – от 1,32 до 2,51 (средний 1,54), среднее значение условного показателя динамокатагенеза – 0,52. Породы с карбонатным составом массивные, плитчатые, тонкослоистые. Структуры их неравномерно-сгустковые, комковатые, органогенно-водорослевые, органогенно-обломочные, органогенно-детритовые, оолитовые. Форменные элементы известняка часто сцементированы глинисто-алевритовым или пелитоморфно-микрозернистым и мелкозернистым карбонатным материалом. Доломиты образуют прослои и линзы седиментационно-диагенетического метасоматического типа. Значение пористости менее 4 % имеют 80-90 % образцов карбонатных пород рассматриваемого региона. Исключение составляют доломиты площади Юбилейная (интервал 4500-4700 м) - около 70 % образцов имеют пористость 8-20 %, в несколько раз превышающую таковую других площадей, что связано с доломитизацией известняков.

Наблюдается корреляционная зависимость между глубиной и пористостью (R = -0,63). Еще более тесная связь между пористостью и массой (R = -0,81). В результате корреляционного анализа высокая связь установлена между пористостью и экспоненциальной геохронотермой (R = 0,73).

По данным Н.С. Гудок и др. (1979), пустотное пространство коллекторов в основном вторичного происхождения и представлено пустотами, различающимися по генезису, морфологии и особенно по размерам. Первичные и вторичные поры матрицы неэффективны. Основными пустотами, представляющими эффективное (нефтенасыщенное) пространство пород, являются трещины, каверны, поры выщелачивания. Степень участия различных видов пустот в эффективной емкости коллектора распределяется следующим образом: трещины составляют 20-44 %, каверны и поры растворения – 55-80 %. Коллекторы в пермотриасовом комплексе слабозасульфаченные, эпигенетические сульфаты наблюдаются наряду с ангидритом седиментационно-диагенетического типа. В карбонатных породах ангидрит вместе с целестином выполняет промежутки между комками, пустотки и микропоры, формирует агрегатную примесь на пористых участках, замещает раковинный детрит. С участием сероводорода образована вторичная сульфатная минерализация. В известняках развиты сростки кубических и пентагон-додекаэдрических кристалликов пирита в пустотках. Иногда пиритизированы фаунистические остатки. Встречаются гнездовидные пиритовые скопления, у которых полупроводниковые свойства соответствуют гидротермальным образованиям.

Песчаники пермотриасового комплекса изучались в интервале глубин 3500-4500 м. Основная часть образцов имеет пористость 4-8 %. Видна тенденция снижения открытой пористости с глубиной (R = -0,40) (см. табл. 3).

В алевролитах открытая пористость в интервале глубин 3500-4700 м меняется несущественно. Большая часть изученных образцов имеет пористость 2-6 %.

При сопоставлении емкостных параметров коллекторов и насыщающих их флюидов выявлены следующие особенности. Рассмотрена выборка из 18 объектов. Изучена связь между следующими признаками: открытой пористостью, глубиной, концентрацией в рассолах, мг/л: натрия, кальция, магния, сульфат-иона, гидрокарбонат-иона, хлора. Значимая корреляционная зависимость выявлена только между открытой пористостью и глубиной (R = 0,56). Применение алгоритма шаговой регрессии позволило получить следующее уравнение:

n= 0,06H+ 0,0001Са - 0,002Мg - 16,93 ± 3,91;

R=0,63.

Сопоставление емкостных свойств и газов, насыщающих коллектор, позволило установить значимые связи между пористостью и проницаемостью (R= 0,73). Оптимально зависимость пористости от концентрации газов, насыщающих коллектор, описывает следующее уравнение:

n = 5.04Н+ 0,14N₂ - 0,09СO₂ - 0,11СН₄- 7,77 ± 3,71;

R= 0,67.

В бассейнах IIд типа на емкостные параметры влияет глубина залегания, пористость и проницаемость здесь слабо связаны между собой. Информация о составе газов, насыщающих коллектор, позволяет повысить точность прогноза пористости. В бассейнах IIIд и IVд типов корреляционная связь между глубиной и коллекторскими свойствами слабее. Высокие коэффициенты корреляции наблюдаются между пористостью и проницаемостью.

1. Комаров И.С., Хайме Н.М., Бабенышев А.П. Многомерный статистический анализ в инженерной геологии. - М.: Недра, 1976.
2. Резников А.Н. Хронобаротермический вариант объемно-генетического метода оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти // Нефтегазовые ресурсы. – М., 1995. – С. 47-51.

The article deals with the problem of reservoir properties alteration in sedimentary basins characterized by various tectonodynamic activation (according to classification of A.N.Reznikov, 1995): Meso-Cenozoic deposits of the Rostov gas-bearing area being included in the Azov-Eisk gas-bearing region, Carboniferous deposits from North-Donbass gas-bearing area of Dnepier-Donetsk oil-and-gasbearing region and Permian-Triassic deposits of the Eastern Ciscaucasusian oil and gas region.

Relationship between reservoir properties behavior and a type of basin is established. In basins of lid type, reservoir properties depend on occurrence depth, open porosity and permeability are weakly correlated, correlation relationship between porosity and reservoir's gas composition is high.In basins of Hid type, relationship between depth and reservoir properties is weaker than in the lid type. Correlation relationship between porosity and permeability is high. Regression equations for determining reservoir properties in the basins with various tectonodynamic activation are calculated.

Примечание. РГР – Ростовский газоносный район; СДГР – Северо-Донбасский газоносный район; ВПНГО – Восточно-Предкавказская нефтегазоносная область.