8.4.3 Петрофизические параметры нефтегазоносных пород

Нефть образуется в тонкозернистых глинистых отложениях, не обладающих свойствами коллекторов. Погружение осадков приводит к их уплотнению, дифференцированному в различных разновидностях: в большей мере уплотняются песчаные отложе­ния, в меньшей – глинистые, что обусловлено наличием в них свя­занной воды. Это приводит к аномальным давлениям растворов в глинистых отложениях, к миграций флюидов (вода, нефть, газ) из тонкозернистых осадков в более грубозернистые и проницаемые. Миграция нефти и газа в последних может привести к формированию месторождений, как только на пути этой миграции, осуществляемой под действием гравитационных сил, встанет препятствие из непроницаемых пород. Таким обра­зом, повышение количества углеводородов может быть встречено, кроме месторождений, также в нефтематеринских породах, на пу­тях миграции нефти и газа в залежи, а также в породах над разру­шенными нефтяными и газовыми месторождениями.

Основная масса нефти и газа находится не в месторождениях, а рассеяна в горных породах. Отношение нефти, заключенной в материнской породе (так называемой мик­ронефти), к нефти, находящейся в залежах, составляет 240:1, хотя в нефтепродуктивных районах оно может понижаться до 10:1. Обогащенность горных пород нефтью и газом в областях образования, миграции и накопления углеводородов позволяет использовать этот признак для регионального прогноза нефтегазоносности территорий, в том числе и по комплексу петрофизических характеристик. Последнее возможно в связи со значительным отличием физических параметров углеводородов не только от таковых минерального скелета горных пород, но и от фи­зических параметров воды, заполняющей вместе с углеводородами поры пород.

На физические параметры нефтегазонасыщенных пород вли­яют следующие факторы: 1) литологический состав пород; 2) по­ристость пород; 3) температура и давление, при которых находятся породы в естественном залегании и 4) свойства флюида, насыщаю­щего поры и трещины. В рассматриваемой проблеме влияние лишь четвертого фактора создает полезный «петрофизический сигнал», влияние остальных факторов из-за невозможности их полного учёта необходимо отнести к помехам геологического содержания, затрудняющим прогнозирование нефтегазонасыщенности пород по их физическим свойствам.

Изменение пористости породы на 10 % влечет за собой измене­ние скорости продольных упругих колебаний на 20−30 %.

Коэффициент нефтегазонасыщенности оказывает доми­нирующее влияние на удельное электрическое сопротивление породы. При его увеличении от 0 до 100 % значения  возрастают в сотни раз. Повышение пористости породы способствует уменьшению сопротивления в 2−3 раза; при большом нефтегазо- насыщении влияние пористости становится малозначи­тельным. Увеличение глинистости пород незначительно понижает ее удельное электрическое сопротивление.

На плотность пород очень сильное воздействие оказывает их пористость. Это влияние для терригенных пород составляет 7−8 %, для карбонатных − 3−4 %, т.е. примерно 0,7−0,8 % от величины плотности на 1 % значений пористости. Возрастание коэффи­циента газонасыщения от 0 до 100 % влечет за собой понижение плотности для карбонатных пород на 2 %, для терригенных пород − на 5 %, а аналогичное увеличение коэффициента нефтенасыщения – соответственно на 0,7 и 1,6 %. Результаты пока­зывают, что эффект нефтегазонасыщенности породы сопоставим с влиянием других геологических факторов и не может быть досто­верно выявлен по плотности. Подобное же заключение можно сде­лать и в отношении водородосодержания, оцененного по данным нейтронного каротажа.