Геофизика в нефтегазовой геологии

Изучение физических свойств горных пород в лабораторных условиях

Общие принципы лабораторного геофизического анализа

Лабораторные методы геофизики представляют собой совокупность инструментальных подходов, направленных на получение количественных характеристик физических свойств горных пород в контролируемых условиях. Эти данные критически важны для интерпретации геофизических измерений в полевых условиях, калибровки моделей прогноза и обоснования геологических выводов. Особенно важную роль лабораторные методы играют в нефтегазовой геологии, где свойства коллекторов и покрышек определяют эффективность поисков и оценки месторождений.

Образцы и подготовка

Для получения достоверных результатов необходимы правильно отобранные керны и пробоподобные образцы. Геометрия образца (цилиндр, куб, пластинка), ориентация относительно слоистости, степень насыщения флюидом и сохранение естественных напряжений определяют точность лабораторного измерения. В идеале образцы должны быть репрезентативны по отношению к исследуемому пласту.

Подготовка включает:

• высверливание кернов (обычно 25–50 мм диаметром);
• ориентирование по тектоническим или седиментационным направлениям;
• термостатирование, насыщение водой, нефтью или газом;
• герметизация торцов для исключения бокового тока при электрофизических измерениях.

Плотность и пористость

Измерение плотности проводится пикнометрическим методом, с использованием газовых пикнометров (например, гелиевых) или жидкостного вытеснения. Плотность может быть:

• истинной — масса / объём минеральной матрицы;
• объёмной — масса / общий объём с порами;
• насыщенной — масса насыщенного образца / объём.

Пористость определяется по разности между объёмом пор и общим объёмом. Стандартизованный метод — с использованием гелиевого пикнометра или насыщения под вакуумом с последующим весовым контролем. Различают:

• эффективную пористость (доступна флюидам),
• общую пористость (включая изолированные поры).

Проницаемость

Измеряется как способность пористой среды пропускать флюиды под действием градиента давления. Применяются стационарные и нестационарные методы, при этом по закону Дарси определяют коэффициент проницаемости:

k = (Q·μ·L) / (A·ΔP)

где Q — расход, μ — вязкость, L — длина образца, A — площадь сечения, ΔP — перепад давления.

Оцениваются как газовая, так и жидкостная проницаемость, при различных давлениях насыщения. Для оценки капиллярных свойств используются кривые капиллярного давления, определяющие смачиваемость поровой поверхности.

Электрофизические свойства

Проводятся в насыщенном состоянии, чаще всего с использованием солевых растворов известной электропроводности. Основные параметры:

• Удельное электрическое сопротивление (ρ) — определяет реакцию породы на геоэлектрические методы.

• Коэффициент сопротивления насыщения (F) — соотносит сопротивление насыщенной породы с сопротивлением флюида:

  F = Rt / Rw

• Коэффициент цементации, связанность пор и архейский закон:

  F = a·φ^–m где a — эмпирический коэффициент, φ — пористость, m — коэффициент цементации.

Особое внимание уделяется поляризационным характеристикам (индуцированная поляризация, ИП), которые отражают минералогическое и флюидное состояние породы.

Магнитные свойства

Магнитная восприимчивость, остаточная намагниченность и коэрцитивная сила определяются при помощи магнитометров различного типа. В нефтегазовой геофизике эти параметры применяются:

• для корреляции между кернами и каротажем,
• для анализа состава (наличие магнетита, гематита),
• в палеомагнитных и тектонических реконструкциях.

Параметры:

• Магнитная восприимчивость (χ) — отношение намагниченности к внешнему полю;
• Остаточная намагниченность (Jr) — характеризует ферромагнетики;
• Коэрцитивная сила (Hc) — сопротивление размагничиванию.

Акустические и упругие свойства

Скорости распространения продольных (Vp) и поперечных (Vs) волн являются критически важными для сейсморазведки. Они определяются ультразвуковыми методами:

• Режим через образец с пьезоэлектрическими преобразователями;
• Импульсно-фазовый и спектральный анализ;
• Коррекция на давление, насыщение, пористость.

Выводятся:

• Модуль Юнга (E), модуль сдвига (G), объёмный модуль (K);
• Коэффициент Пуассона (ν);
• Импеданс (Z = ρ·Vp), применяемый в интерпретации сейсмических данных.

Параметры упругости чувствительны к насыщению: на воздухе скорость меньше, чем при полной водонасыщенности, что используется при моделировании AVA-эффектов.

Теплофизические параметры

К числу изучаемых величин относятся:

• Теплопроводность — способность материала проводить тепло;
• Теплоёмкость — необходимое количество энергии для нагрева единицы массы;
• Тепловое расширение — изменение объёма при нагревании;
• Температуропроводность — скорость распространения температурного фронта.

Методы: тепловые иглы, контактный метод, лазерная флэш-спектроскопия. Эти параметры необходимы для моделирования тепловых процессов при разработке нефтяных месторождений, особенно при паротепловом воздействии и прогреве пластов.

Механические свойства пород

Предел прочности на одноосное сжатие и растяжение, угол внутреннего трения, сцепление, модуль разрушения, пластичность и ползучесть определяются в условиях, приближённых к пластовым:

• Одноосные и трёхосные испытания;
• Учет порового давления;
• Скоростная чувствительность деформации;
• Поведение при циклическом нагружении.

Используются прессы с контролем давления и перемещений, с регистрацией напряжения–деформации в реальном времени. Данные используются для оценки устойчивости скважин, геомеханического моделирования гидроразрыва пласта и прогноза деформаций резервуара.

Совместный анализ данных

Ключевая задача — сопоставление лабораторных параметров с полевыми геофизическими измерениями (каротаж, сейсморазведка, ЭМЗ). Для этого:

• Строятся корреляционные зависимости между скоростями и пористостью, сопротивлением и насыщением;
• Создаются петрофизические модели, связывающие фации с их геофизическими сигнатурами;
• Выполняется инверсия каротажных данных на основе лабораторных кривых насыщения и моделей распределения пористости;
• Производится калибровка сейсмических моделей по данным керна.

Эффективность интерпретации геофизических данных зависит от детальности и репрезентативности лабораторных измерений. Особенно это критично в условиях сложной литологии, трещиноватости, неоднородной насыщенности и присутствия глинистых минералов.

Особенности в контексте нефтегазовой геологии

Лабораторные методы являются основой оценки резервуарных свойств коллекторов, включая:

• Прогноз нефте- и газонасыщенности;
• Определение эффективной толщины и проницаемости;
• Расчёт извлекаемых запасов;
• Обоснование выбора методов разработки;
• Мониторинг изменения свойств при вторичном и третичном воздействии.

Наряду с классическими методами активно внедряются:

• Цифровая петрофизика (Digital Rock Physics), с использованием микрокомпьютерной томографии и численного моделирования флюидодинамики;
• Нанолаборатории и атомно-силовая микроскопия;
• Интеграция с машинным обучением для классификации керна и прогноза свойств.

Таким образом, лабораторные геофизические исследования представляют собой необходимый элемент нефтегазовой геологии, обеспечивая связь между геологическим строением, физикой пород и результатами геофизических измерений.