The PDF file of this paper is in Russian.
Carbonate deposits hold the major part of resource potential of the whole world and of Rosneft Oil Company in particular. For the majority of carbonates the presence of secondary porosity presented by fractures and caverns is typical. Dividing the voids in types – is the significant stage while evaluating the reserves, choosing the schemes and parameters of developing the deposits. The article presents the analysis of the cavernosity degree of Vendian and Low-Cambrian deposits of Nepa-Botuoba anteclise within the Rosneft Oil Company license areas, according to the results of the core research. There was suggested the approach for evaluation the proportion of cavernous porosity using the well logging. For evaluation there were used: computer tomography methods, nuclear magnetic resonance method and also the difference of porosity value of different diameter samples. For cavernous porosity evaluation using well logging data the method of V.M. Dobrynin has been taken as the base, it is based on the difference of each type of the voids according to the voluminal compressibility values. The analysis of the elastic properties on the core research results and the consideration of the specifics of the deposits, in particular polymineral composition and halitisation of the voids, will allow to choose the technique parameters for the best correlation of well logging cavernous porosity and core cavernous porosity. Verification of the received results with the nuclear magnetic resonance methods and computer tomography had the good repeatability. Most likely the differences are caused by the different scales of the researches. For more detailed adjustment of the cavernous porosity evaluation technique it is necessary to define the border of the fractures, caverns, pores compressibility.
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.
