В настоящее время коэффициент пористости традиционно определяется методом Преображенского и по результатам петрофизической интерпретации каротажных данных. Однако имеется много примеров существенной погрешности его определения, которая в итоге влияет на определение фильтрационно-емкостных свойств пород, коэффициента извлечения нефти и добываемых запасов. В статье на примере одного из месторождений центральной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции выполнено сравнение коэффициентов пористости, полученных традиционными и прецизионными методами, для нефтеносных терригенных коллекторов пашийского (верхний девон) и тульского, бобриковского (нижний карбон) горизонтов, а также карбонатных коллекторов турнейского яруса. Показано, что прецизионные методы позволяют более детально изучать внутреннее поровое пространство нефтеносных коллекторов. Рентгеновская компьютерная микротомография показала неравномерную и разноразмерную пористость девонских песчаников, обусловленную их микрослоистостью. Наиболее точные коэффициенты пористости по результатам микротомографии получены для кубиков наименьшего размера (линейный размер образца – менее 5 мм), так как им соответствует более высокое разрешение съемки, позволяющее определять более мелкие поры. В связи с этим установлена обратная зависимость коэффициента пористости от размера образцов. Выявлена изменчивость пористости по слоям в латеральном направлении (свойство «микрофациальности»). Сочетание традиционных и прецизионных методов определения коэффициентов пористости позволит правильнее рассчитывать коэффициент извлечения нефти на разведываемых и разрабатываемых нефтяных месторождениях с учетом дополнительной информации о размерах пор и пустот, связности и типе каналов, микрофациальности.
Список литературы
1. Нереализованные резервы в нефтегазовом недропользовании Отчизны / С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров, Д.П. Аникеев // Георесурсы. – 2015. – № 1. – С. 33–38.
2. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. О регламентирующих документах в нефтегазовом недропользовании (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 10. – С. 6–9.
3. Анализ «представительного элемента объема» для песчаников Ашальчинского месторождения с использованием метода рентгеновской компьютерной томографии / Т.Р. Закиров, А.А. Галеев, А.А. Коновалов, Е.О. Стаценко // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 10. – С. 54–57.
4. Исследование коэффициентов пористости и абсолютной проницаемости карбонатного коллектора с применением метода рентгеновской компьютерной микротомографии / Т.Р. Закиров, А.А. Галеев, Э.А. Королев, Е.О. Стаценко // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 6. – С. 56–59.
5. Кадыров Р.И., Закиров Т.Р. 2D фрактальный и мультифрактальный анализ пустотно-пористого пространства карбонатных коллекторов нефти // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 72–74.
