Глава 1. Петрофизическое описание объектов исследования

Осадочный комплекс Среднего Приобья представлен песчано-алевролитовыми и глинистыми породами мезо-кайнозойского возраста. Их суммарная мощность увеличивается к центру провинции и к северу, достигая 4—5 км. Этаж нефтегазоносности составляет 2—3 км. Промышленные залежи нефти и газа стратиграфичес­ки приурочены к отложениям мелового и юрского возраста. Крупнейшие нефтяные залежи сосредоточены в отложениях нижнего мела и верхней юры, газовые и газоконденсатные — в породах верхнего мела (сеноман) и верхней юры.

Геологические процессы накопления и формирования осадков определили боль­шое разнообразие пород-коллекторов по гранулометрическому и минеральному соста­ву, по геохимическим особенностям цементации и, как следствие, обусловили сложную структуру фильтрационно-емкостного пространства. Отличительными особенностями залежей являются низкая вязкость нефти, небольшая проницаемость продуктивных пластов, высокая начальная водонасыщенность и повышенная пластовая температура.

Палеозойские, юрские и даже меловые отложения во многих районах Среднего приобья подвержены глубокой флюидной переработке. Вследствие этого продуктивные отложения представлены как поровыми, так и трещиноватыми коллекторами.

Коллекторы большинства нефтяных и газовых залежей относятся к сложному типу, поскольку их каркас образован многокомпонентной композицией минералов со сложной структурой поровых каналов. Особую трудность для исследования представля­ют малопроницаемые глинистые коллекторы при наличии тонкого переслаивания с не­проницаемыми отложениями.

В начальный период эксплуатации отбор углеводородов происходит из трещин, а затем, при увеличении перепада давлений, после «отключения» трещин, дренаж обеспе­чивается поровой структурой коллектора. По оценкам многих исследователей, трещинная пористость по фактическому содержанию углеводородов в выработанных месторождениях примерно равна 0,2 %. Максимальная трещинная пористость может дости­гать 1 %.

Значительное влияние на электрические параметры оказывает углеводородный состав нефти. Так, наличие в нефти поверхностно-активных нафтеновых и олеиновых кислот приводит к изменению величины поверхностного натяжения на границе фаз углеводороды—вода, углеводороды—минеральные частицы. Эти факторы существенно уменьшают толщину пленки связанной воды и увеличивают удельное сопротивление.

В зоне проникновения продуктивных пластов-коллекторов могут возникать сложные пространственные распределения удельного сопротивления. Так, например, если скважиной вскрыт гидрофильный коллектор, то возможны два процесса развития проникновения.

Если пластовая вода прочно связана со скелетом породы, то нефть вытесняется из пор водным фильтратом, проникающим из скважины. При этом в большинстве слу­чаев в прискважинной области пласта повышается удельное сопротивление. И только в отдельных залежах обнаруживается понижающее проникновение. Возможное объясне­ние заключается в следующем. Было показано, что присутствующие в нефти в весьма малых количествах (0,1%) высокомолекулярные нафтеновые кислоты способны созда­вать весьма устойчивые эмульсии при взаимодействии с водным фильтратом буровой жидкости, содержащим ионы щелочных добавок (например, бикарбоната натрия). Эти процессы приводят к изоляции фильтрата пленками нефти («вода в нефти») и к росту удельного сопротивления в зоне проникновения, несмотря на вытеснение непроводя­щей нефти проводящим раствором. Эти обстоятельства затрудняют оценку пористости пласта по данным о параметрах зоны проникновения, полученным по измерениям на постоянном токе. Проблема усугубляется тем, что для нефти одних и тех же плотности и вязкости эмульгирующая способность меняется в широких пределах. Высокие значения степени водонасыщения не могут быть объяснены гидрофобизацией пород и связаны с возникновением эмульсии. Образование эмульсии в зоне проникновения и особенно в ее «промытой» части является одной из причин различия в оценках ее удельного сопро­тивления методами постоянного и переменного токов.

Наряду с отмеченными особенностями образования электрических неоднородностей в зоне проникновения могут существовать и другие ситуации. В частности, нельзя исключать наличие микротрещин в терригенных коллекторах, которые играют важную роль в фазовой проницаемости. Эта трещиноватость может влиять на характер распределения электрических свойств в зоне проникновения.

В тонкослоистых осадочных отложениях, обладающих признаками коллекторов, возможны различия, как по содержанию флюидов различной вязкости, так и по степени смешения нефти и воды. Вероятно, вытеснение флюидов из прослоев с большим содер­жанием воды всегда будет интенсивнее, чем из более нефтенасыщенных прослоев. Ка­жущиеся УЭС в таких толщах могут сильно отличаться от соответствующих трансфор­маций в изотропных пластах.

Если в песчанике есть рыхлосвязанная вода, то она может вытесняться вслед за нефтью. Это приводит к скоплению рыхлосвязанной воды в зоне возмущения пластово­го флюида. Формируется окаймляющая зона с более низким удельным сопротивлени­ем, чем окружающие ее части пласта. Обычно толщина окаймляющей зоны составляет 5—20 % от общей ширины зоны проникновения. Модели с окаймляющей зоной часто встречаются в залежах Приобской нефтяной зоны.

При тонкой слоистости продуктивного пласта-коллектора окаймляющая зона может не формироваться, поскольку границы с различным флюидонасыщением будут находиться на разных расстояниях от стенки скважины из-за различной проницаемости отдельных прослоев.