|
Месторождения с карбонатным типом коллектора составляют достаточно большую часть в ресурсном потенциала в всем мира и, в частности, в ПАО «НК «Роснефть». Для большинства карбонатных пород характерно наличие вторичной пористости, представленной трещинами и кавернами. Разделение пустотного пространства на типы является важнейшим этапом при оценке запасов углеводородов, выборе схемы и параметров разработки данных месторождений. В статье представлен анализ степени кавернозности пород вендских и нижнекембрийских карбонатных отложений Непско-Ботуобинской антеклизы в пределах лицензионных участков ПАО «НК «Роснефть» по результатам проведенных исследований на керне. Предложен подход к определению доли каверновой пористости, определенной по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Долю каверновой пористости оценивали по керну с использованием следующих методов: компьютерная томография, ядерно-магнитный резонанс, а также по различию коэффициентов пористости образцов разного диаметра. Для определения каверновой пористости по данным ГИС за основу взят метод, предложенный В.М. Добрыниным, который основан на различиях разных типов пустотного пространства по объемной сжимаемости. Анализ результатов исследований упругих свойств на керне и учет особенностей изучаемых отложений, в частности, полиминерального состава и галитизации пустотного пространства, позволили подобрать параметры применяемой методики для наилучшего сопоставления каверновой пористости рассматриваемых отложений по данным ГИС и изучения керна. Верификация полученных результатов с методами ядерно-магнитного резонанса и компьютерной томографии колонки показала хорошую сходимость. Различия, вероятней всего, обусловлены разными масштабами исследований. Для более глубокой настройки методики оценки доли каверновой пористости необходимо определить границу сжимаемости пустот, отнесенных к порам и кавернам. Список литературы 1. Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н., Бочко Р.А. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ // под ред. К. Багринцевой. – М.: Наука, 2003. – 264 с. 2. Ghafoori M.R., Roostaeian M., Sajjadian V.A. Secondary Porosity: A Key Parameter Controlling the Hydrocarbon Production in Heterogeneous Carbonate Reservoirs // Petrophysics – February 2009 – P. 67–78. 3. Баюк И.О., Рыжков В.И. Определение параметров трещин и пор карбонатных коллекторов по данным волнового акустического каротажа // Технология сейсморазведки. – 2010. – № 3. – С. 32–42. 4. Добрынин В.М. Изучение пористости сложных карбонатных коллекторов // Геология нефти и газа – 1991. – № 5. – С. 30–34. 5. Kazatchenko E., Markov M., Mousatov A. Determination of Primary and Secondary Porosity in Carbonate Formations Using Acoustic Data // SPE-84209-MS. – 2003. 6. Гаджиев В., Соловьев Ю., Эйнауди Ф. Применение усовершенствованных акустических методов исследований скважин на месторождении Карачаганак, Казахстан // SPE-139778-RU. – 2010. 7. Костин Д.К., Кузнецов Е.Г., Вилесов А.П. Опыт ООО «ТННЦ» по изучению керна с помощью рентгеновского компьютерного томографа // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 3. – С. 18–21. 8. Расчет коэффициента остаточного водонасыщения коллекторов Восточной Сибири по данным ядерно-магнитного каротажа / В.А. Колесов [и др.] // Каротажник. – 2014. – Вып. 8 (242). – С. 50–58. 9. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1970. – 239 с. 10. Особенности петрофизической модели карбонатных коллекторов Иркутских лицензионных участков / Д.А. Филатов, В.А. Колесов, Н.Б. Красильникова, В.В. Исаева // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 42–45. |
