Литолого-емкостная модель пустотного пространства наноколлекторов нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири

ГЕОЛОГИЯ

УДК 551

Литолого-емкостная модель пустотного пространства наноколлекторов нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири

Я.О. Карымова

геолог отдела подсчета запасов va.karvmova@ggr.gazprom.ru

ООО «Газпром геологоразведка», Тюмень, Россия

Породы-коллекторы нижнеберезовской подсвиты представлены опоками тонкозернистыми, в различной степени глинистыми. Эти коллекторы принято считать нетрадиционными, в первую очередь, за счет нетипичного сочетания высокой пористости (в среднем 32%) и низкой проницаемости (менее 110-3 мкм2). Это, как показано в настоящей работе, объясняется тем, что основная часть пор (до 75%) в изучаемых породах имеет субкапиллярные размеры, движение флюидов по которым практически невозможно. При этом литологические особенности пород оказывают существенное влияние на структуру порового пространства. Так, пласты с различным содержанием аморфного кремнезема имеют разную эффективную газонасыщенную пористость. Количественная оценка доли пор различного размера в общем пустотном пространстве — суть литолого-емкостная модель структуры порового пространства — позволяет описать эти различия и прогнозировать возможную эффективную газонасыщенную пористость изучаемых коллекторов.

Для ряда районов севера Западной Сибири, имеющих устойчивое падение добычи газа сеноманских залежей, отложения нижнеберезовской подсвиты рассматриваются как возможный источник ее поддержания [1]. Промышленная значимость этих отложений еще не оценена, что, как отмечается в работе [2], связано с недостаточной изученностью вещественного состава пород и того, как он влияет на морфологию пустотного пространства и на фильтрационно-емкостные свойства рассматриваемых коллекторов.

Породы-коллекторы нижнеберезовской подсвиты сенона в пределах Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири представлены опоками тонкозернистыми, глинистыми в различной степени. Коллектор принято считать нетрадиционным, в первую очередь, за счет нетипичного сочетания высокой пористости (в среднем 32%) и низкой проницаемости (менее 110-3 мкм2). По данным рентгеноструктурного анализа в минеральном составе рассматриваемых пород преобладают минералы различных фаз кремнезема — кварц, ОКТ-фаза (опал+кристобалит+три-димит) и глинистые минералы монтмориллонит, слюды, хлорит. Суммарно кремнистые и глинистые минералы в рассматриваемых породах составляют около 90%, т.е. являются породообразующими, а остальные минералы представлены единицами процентов. При этом доля различных фаз кремнезема существенно меняется по разрезу, что и послужило основанием для выделения в составе нижнеберезовской подсвиты трех пластов НБ0, НБ1, НБ2 [3]. Отметим, что НБ1 резко отличается от других пластов повышенным содержанием ОКТ-фазы кремнезема (до 40%) в то время, как в пластах НБ0 и НБ2 преобладает кварц (до 70%). При этом верхний пласт НБ0 отличается от других пластов более высокой (до 40%) глинистостью. Кроме того, он имеет небольшую толщину (около одной десятой от общей толщины нижнеберезовской подсвиты) и в некоторых скважинах совсем не охарактеризован

керном, поэтому ниже в статье, в основном, речь идет о пластах НБ1 и НБ2.

Пустотное пространство газонасыщенных глинистых опок нижнеберезовской подсвиты Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири представлено, в основном, порами, так как емкость микротрещин носит подчиненный характер, составляя одну тридцатую часть от общей пористости [3]. По данным микротомографии поровая составляющая пустотного пространства характеризуется тем, что преобладающими как по количеству, так и по объему являются поры с диаметрами менее 20 мкм. Более того, гидравлическая связь между порами осуществляется, в подавляющей массе, каналами нанометровой размерности. Ярким примером такого соотношения размеров пор и фильтрационных каналов является снимок фрагмента рассматриваемой породы размером 7 на 20 мкм с увеличением в 50000 раз (рис. 1), выполненный в ООО «Системы для микроскопии и анализа» (Москва, Сколково).

Все пустоты здесь имеют размеры менее одного-двух микрон. И, судя по белому налету по периметру наиболее крупных пор, можно сделать вывод, что по этим порам происходила фильтрация пластовых вод с образованием корочек вторичных минералов. Показательно, что во многочисленных ще-левидных, но мелких порах (левая половина снимка на рисунке) вторичного минералоо-бразования не происходило, т.е. привноса минеральных солей за счет фильтрации вод в них не было. И это естественно, поскольку из теории [4] известно, что в порах субкапиллярного размера (с диаметром менее 0,2 мкм, т.е. менее 200 нм) движение флюидов практически невозможно за счет того, что они полностью заполнены связными водами. По данным А.А. Карцева [4]: «Связные воды удерживаются на поверхности минеральных частиц породы силами молекулярного сцепления, образуя слой, толщина которого может достигать несколько сот диаметров

Рис. 1 — Снимок по срезу глинистой опоки с 50000 кратным увеличением Fig. 1 — Argillous gaize section picture 50,00-fold zoom

материалы и методы

Для построения литолого-емкостных моделей в работе используются материалы по четырем скважинам, на керне из которых проводилось изучение литологии методами рентгеноструктурного анализа; изучение пустотного пространства методами ртутной порометрии, адсорбционно-структурного анализа (АСА); оценка общей пористости образцов керосинонасыщением по методу Преображенского и природной водонасыщенности пород по образцам изолированного керна.

Ключевые слова

опоки, нижнеберезовская подсвита, поровое пространство, кремнезем, ртутная порометрия, объемно-статический вакуумный анализатор, фильтрационные каналы матрицы, трещинно-поровый коллектор

молекулы воды». Поскольку диаметр молекулы воды составляет 0,3 нм, то этот слой может составлять более 30 нм с каждой стороны поры или трещины и, следовательно, пустоты с зиянием менее 50 нм гарантированно будут заполнены связной водой. При этом нижний слой (толщиной в несколько молекул) удерживается на поверхности породы очень большими (до 1000 МПа) давлениями [4].

Учитывая такой малый размер пор в изучаемых коллекторах, важной задачей является выяснение структуры пустотного пространства с целью определения доли тех полостей, по которым возможно движение флюидов и которые, следовательно, могут оказаться не только насыщенными газом, но и отдавать его при перепадах давлений, создаваемых в скважинах. Ниже рассматриваются результаты исследования этого вопроса путем моделирования структуры порового пространства с использованием данных ртутной порометрии и физической адсорбции в сопоставлении с оценками пористости традиционным методом Преображенского с ке-росинонасыщением стандартных образцов размером 30 на 30 мм.

Для описания результатов анализа пористых сред с порами нанометровой размерности используется количественная классификация их по размерам (диаметрам), принятая международным комитетом IUPAC [5] (таб. 1).

Каждый из выше указанных методов имеет свои особенности и ограничения.

Так, при проведении ртутной порометрии используется ртутный порометр AutoPore IV 9520, рассчитанный на измерения в диапазоне давлений в ртути от близкого атмосферному 0,003 MПa до 414 МПа, что соответствует диапазону измеряемых диаметров пор от 3 нм до 300000 нм, т.е. поровые каналы с диаметром менее 3 нм выпадают из анализа. Ниже будет показано, что в изучаемых породах доля микропор очень мала и составляет менее 2%, поэтому потеря информации о них при ртутной порометрии не является существенным недостатком.

Изучение мелких пор осуществляется методом адсорбционно-структурного анализа по изотермам адсорбции-десорбции азота при температуре 77,4 К [5] с использованием объемно-статического вакуумного анализатора удельной поверхности и пористости ASAP-2020M. В этом приборе давление изменяется от 0,0 МПа до 0,13 МПа, что

соответствует измерению диаметров микро-пор в диапазоне от 0,3 нм до 500 нм. В этом методе из детального анализа выпадают поры с повышенными диаметрами (крупнее 100 нм). Это связано с тем, что «макропоры настолько широки, что для них невозможно детально изучить изотерму адсорбции из-за ее близости к прямойр/р=1» [5].

В описанных выше методах изучения структуры порового пространства используются образцы существенно меньшего размера, чем стандартные (30 мм на 30 мм), применяемые при оценке пористости методом насыщения (керосином или моделью пластовой воды). А именно, в ртутной порометрии пенетрометр может заполняться измельченной породой с размерами фракции от 1 мм до 10 мм или используется цилиндрический образец диаметром 14 мм. Для определения ад-сорбционно-структурных показателей изучаемых опок образцы дробились и для анализа выделялась фракция от 0,45 мм до 0,63 мм.

Естественно, что при уменьшении размеров образцов будет теряться информация о наиболее крупных порах, таких как те, которые связаны с микро- и, особенно, с макротрещинами, с биокластами, которые будут разрушаться при дроблении породы. Другими словами, использование ртутной порометрии и адсорбционно-структурного метода позволяет моделировать только структуру порового пространства матрицы коллекторов, а для получения полного представления о структуре пустотного пространства пород-коллекторов необходимо проводить комплексный анализ результатов исследования различных микро- и макрометодов.

При изучении структуры пустотного пространства коллекторов несколькими методами обычно возникают различия в оценке его объема. В нашем случае это наблюдается при оценке коэффициента открытой пористости. На рис. 2 приведены оценки коэффициента пористости (Кп) двух образцов из разных пластов НБ1 и НБ2, полученные разными методами: методом физической адсорбции (по азоту, Кп(ад)), методом насыщения (по керосину, Кп(к)) и методом порометрии (по ртути, Кп(рт)).

Видно, что для обоих образцов оценки Кп различны по разным методам — при этом они всегда растут от оценки по азоту к оценке по ртути. Так, для образца 22.51 величина коэффициента пористости увеличилась почти

Наименование

Диаметры пор, нм

класса пор от до

Ультрамикропоры 0,3 0,6

Микропоры 0,6 2

Мезопоры 2 50

Макропоры 50 500

Таб. 1 - Классификация нанопор, принятая

комитетом IUPAC [5] Tab. 1 - Nanopores classification approved by IUPAC [5]

Рис. 2 — Оценки коэффициента пористости на отдельных образцах разными методами Fig. 2 — Evaluation of the porosity ratio on certain samples through different methods

на 10,0% (от 31,9% до 35,0%), а для образца 123.31 и того больше — на 40,0% (от 21,0% до 29,6%). Такое увеличение оценок является естественным явлением, так как адсорбционная оценка выполняется на самых мелких (порошковых) фракциях породы и наиболее крупные поры здесь выпадают из рассмотрения, поскольку они разрушаются при дезинтеграции породы, а оценка по ртути увеличивается за счет использования высоких давлений (до 400 МПа) при проведении опытов. Оценки коэффициента пористости методом насыщения керосином стандартных образцов (30 мм на 30 мм) имеют промежуточные значения между Кп(ад) и Кп(рт). Поскольку Кп(к) обычно используются при определении подсчетных параметров, то при изучении структуры пустотного пространства

будем принимать его за эталон и все другие оценки приводить к нему.

Рассмотрим структуру пустотного пространства этих образцов на основе оценок объемов отдельных его составляющих: микро-, мезо-, макро- и капиллярных пор по данным ртутной порометрии (рис. 3). Видно, что общим для обоих образцов является то, что основную долю пустотного пространства в них составляют поры субкапиллярного размера. Однако существенно то, что для образца из пласта НБ1 они представлены мезо-порами, а для пласта НБ2 — макропорами с локальным максимумом их количества вблизи к граничному значению с капиллярными порами. Поры же капиллярной размерности составляют очень малую часть пустотного пространства.

Количественную оценку доли каждого типа пор, выраженную в процентах к общему объему пустот, будем называть емкостной моделью структуры пустотного пространства (таб. 2). Из этой таблицы видно, что для пласта НБ1 доля мезопор в относительных единицах превышает 90,0%, а для НБ2 — она менее 50,0%. При этом доля макропор в НБ2 достигает 40,0%, а для НБ1 их доля меньше 6,0%, доля же капилляров составляет всего 2,9% для пласта НБ1 и 13,2% — для пласта НБ2.

В абсолютных процентах капиллярные поры, интересующие нас с позиций анализа фильтрационно-емкостных свойств изучаемых глинистых опок, составляют для пласта НБ1 1,0% из 33,9% общей пористости, а для пласта НБ2 — 3,6% из 27%.

Осредняя данные порометрии по образцам отдельных пластов, будем говорить о лито-лого-емкостной модели пустотного пространства, поскольку пласты отличаются друг от друга по литологии. На рис. 4 представлена такая модель, которая получена путем осреднения данных девяти образцов по скважине №3С.

Видно, что по значениям эта модель согласуется с моделью для отдельных образцов (таб. 2), поэтому детального анализа сопоставимости их между собою здесь не приводится. Гораздо интереснее посмотреть, как сопоставляются литолого-емкостные модели, построенные разными методами пороме-трии — ртутной и адсорбционной. На рис. 5 приведены литолого-емкостные модели по четырем скважинам, в которых проводились исследования керна методом структурно-адсорбционного анализа. Сходство и различие литолого-емкостных моделей, построенных на основе разных методов порометрии (ртутной и сорбционной), рассмотрены на примере скважины №3С (рис. 4а и рис. 5б). Видно, что эти два метода одинаково оценивают суммарную долю наиболее мелких пор (мезо-и микропор). Для пласта НБ2 эти оценки практически одинаковы — 51,8% (рис. 4а) и 52,0% (рис. 5б), а для пласта НБ1они различаются на 8,0%, составляя 83,8% и 77,8% соответственно. Оценки же долей капиллярных пор и макропор здесь заметно разные. При этом наибольшие различия отмечаются для пласта НБ1: здесь сумма долей капиллярных пор и макропор для сорбционного метода (рис. 5б) составляет 22,2%, а для ртутной порометрии (рис. 4а) — 16,2%, что почти на треть меньше, чем в сорбционном методе. Для пласта НБ2 такое различие практически отсутствует. Здесь по сорбционному методу капиллярные поры и макропоры составляют 48,0%, по ртутной порометрии — 48,2%. Однако здесь резко (более чем в три раза) различаются оценки доли капиллярных пор — 34,0% (рис. 5б) и 9,8% (рис. 4а). Эти различия объясняются отмеченной выше особенностью ртутной порометрии, которая состоит в том, что часть пор здесь относится к разряду более тонких, чем они являются на самом деле. Это и приводит к занижению долей макропор и капилляров.

Таким образом, можно утверждать, что литолого-емкостные модели, построенные с использованием результатов ртутной поро-метрии и адсорбционно-структурного анализа, в целом не противоречат друг другу, различаясь в некоторых деталях оценки долей капилляров и макропор.

Из анализа построенной литолого-ем-костной модели пустотного пространства

0,08 0,07

et 0.06 ф

^ 0,05

СО

о

го 0,04

х

го

к 0.03 §

4 о,02 0,01 о

0,002

0.05

0.2

g-

le убкапилляры  пласт НБ„ образец 22,51

пласт H Б,, образец 123.31

-D ъ

О о А

° 1 о 1Ж о. [;

S ПЗ II, S Л

В v/ 1 Капиллярные поры

Гидравлический диаметр каналов, мкм

500

Образец

22.51 из пласта НБ1

123.31 из пласта НБ

Рис. 3 — Результаты порометрии по образцам разных пластов Fig. 3 — Porosimetry results by samples from different reservoirs

Относительная доля пор, % Пересчёт на Кп(к), %

сумма пор Кп

100,0 33,9

100,0 27,0

мезо Кп_мезо

91,2 30,9

46,8 12,6

макро Кп_макро

2,0

40,0 10,8

капилляры Кп_кап

¿2 1,0

13,2 3,6

Таб. 2 - Емкостная модель структуры пустотного пространства двух образцов

Рис. 4 — Литолого-емкостная модель коллекторов нижнеберезовской подсвиты (по данным ртутной порометрии): а) - относительные проценты, б) - абсолютные проценты, пересчитанные на Кп(к) Fig. 4 — Litholigical-capacitive model of the reservoirs of the Lower Berezovskaya subseries (according to the mercury porosimetry data): a) - relative percentage, b) - absolute percentage

calculated by Cp

пород-коллекторов нижнеберезовской подсвиты (рис. 5) вытекает важный вывод: газонасыщенность пласта НБ1 может составлять не более 25%, поскольку поровое пространство пород-коллекторов этого пласта более, чем на 75% представлено мезопорами, которые всегда заняты связной водой, а газонасыщенность пласта НБ2 может достигать 50%. Другими словами, из модели следует, что газонасыщенность пласта НБ1 будет вдвое меньше газонасыщенности пласта НБ2. Если исходить из среднего значения коэффициента пористости 32%, и перевести относительные проценты в абсолютные, то получим, что эффективная газонасыщенная пористость пласта НБ1 будет составлять 8,0% (абсолютных), а пласта НБ2 — 16,0%.

Отметим, что оценки газонасыщенной пористости, полученные для пластов НБ1 и НБ2 на основе разработанной в работе ли-толого-емкостной модели, очень хорошо согласуются с оценками газонасыщенной пористости, полученными на основе определения природной водонасыщенности образцов (Кв) по образцам изолированного керна. Технология оценки природной водонасыщенности состояла в следующем. Непосредственно перед исследованием из полноразмерного керна высверливались цилиндрические образцы длиной и диаметром 30 мм. Отбор велся из серединной части куска керна. Высверленный образец изолировался путем упаковки в полиэтиленовую пленку и доставлялся в лабораторию на исследование. В лаборатории распакованный образец взвешивался и помещался в аппарат Закса, где происходило определение содержания в нем воды.

Результаты оценки Кв по 42 образцам изолированного керна приведены на рис. 6. Видно, что самые низкие значения природной водонасыщенности изучаемых пород отмечаются в интервале пласта НБ2. Здесь значения Кв более 0,7 д.ед. встречаются с очень низкой вероятностью (рис. 6б). Совсем по-другому выглядит распределение Кв для пласта НБ1, где значения 0,7 д.ед. и выше, наоборот, встречаются наиболее часто (рис. 6а).

На основе определений природной во-донасыщенности пород-коллекторов ниж-неберезовской подсвиты вычислялся коэффициент той доли пористости, которая в природных условиях занята газом, т.е. коэффициент эффективной газонасыщенной пористости (К . ) по формуле:

К

= Кп-(1 -1

В таб. 3 приведены его средние значения по пластам для двух скважин, в которых отбирался изолированный керн.

Видно, что коэффициент эффективной газонасыщенной пористости пласта НБ1 практически вдвое меньше Кпэф г пласта НБ2, как это и предсказывалось выше на основе литолого-емкостной модели исходя из оценок долей мезопор в коллекторах этих пластов.

Итоги

Поровое пространство нетрадиционных коллекторов нижнеберезовской подсвиты более чем на 50% представлено мезопорами (диаметры от 2 нм до 50 нм), которые заполнены

связными водами и поэтому движение газа по ним невозможно. При этом в пласте НБ1 доля мезопор превышает 75%, а это значит, что в этом пласте только четверть пор может содержать газ. Для пласта НБ2 эта величина вдвое выше.

Газонасыщенность изучаемых пород закономерно связана с суммарной долей в них макропор и пор капиллярного размера, с уменьшением которой уменьшается и коэффициент эффективной газонасыщенной пористости.

Коэффициент газонасыщенной пористости пласта НБ1, характеризующийся повышенным содержанием ОКТ-фазы кремнезема, составляет в среднем 7,5%, а для пласта НБ2, в котором ОКТ-фаза практически отсутствует, он равен 13,5%.

Литолого-емкостные модели, построенные с использованием результатов ртутной поро-метрии и адсорбционно-структурного анализа, в целом не противоречат друг другу, различаясь в некоторых деталях оценки долей пор капиллярной размерности и макропор.

Выводы

Литолого-емкостная модель порового пространства — суть количественная оценка доли пор различного размера в общем пустотном пространстве — позволяет описывать различия структуры порового пространства для различных по литологии пластов, а также прогнозировать возможную эффективную газонасыщенную пористость изучаемых коллекторов.

Построение литолого-емкостной модели структуры порового пространства

Рис. 6 — Распределение коэффициента природной водонасыщенности по частоте встречаемости различных её значений: а) пласт НБ1; б) пласт НБ2 Fig. 6 — Ddistribution of the natural water saturation ratio by the frequency of occurrence of its different values: a) reservoir LB; b) reservoir LB2

Рис. 5 — Литолого-емкостная модель коллекторов нижнеберезовской подсвиты в относительных долях пор разного типа (по данным АСА): а) скважина № 4С; б) скважина № 3С; в) скважина № 2С; г) скважина № 1С Fig. 5 — Lithological-capacitive model of the reservoirs of the Lower Berezovskaya subseries in relative parts of pores of different types (according to the 5A5 data): a) Well No.4; b) Well No.3; c) Well No.2; d) Well No.lC

Скважина №

3С 4С

Пласты НБ„

Нб1

8,0 7,0

НБ2

13,6 13,0

Таб. 3 - Средние по пластам и по скважинам значения Кпэф г, % Tab. 3 - The average % of the effective gas-filled porosity ratio ~over reservoirs and wells

коллекторов нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири необходимо проводить на основе комплекса методов исследования керна. Наиболее адекватная модель получается комплексированием результатов адсорбционно-структурного анализа с оценками пористости методом Преображенского керосинонасыщением стандартных образцов размером 30 мм на 30 мм.

Список литературы

1. Черепанов В.В., Пятницкий Ю.И., Хабибуллин Д.Я. и др. Перспективы наращивания ресурсной базы

газовых месторождений на поздней стадии разработки путем изучения промышленного потенциала нетрадиционных коллекторов надсеноманских отложений. Международная научно-практическая конференция. Казань: ФЭН, 2014. 296 с.

2. Черепанов В.В., Меньшиков С.Н., Варягов С.А. и др. Проблемы оценки нефтегазоперспективности отложений нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. №2. С. 11-26.

3. Дорошенко А.А., Карымова Я.О. Характеристика пустотного пространства опок сенонских отложений севера Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2016. № 6. С. 23-27.

4. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1972. 280 с.

5. Адамова Л.В., Сафонов А.П. Сорбционный метод исследования пористой структуры наноматериалов и удельной поверхности наноразмерных систем. Екатеринбург: УрГУ, 2008. 65 с.

ENGLISH

GEOLOGY

Lithological-capacitive models of voids of nano-reservoirs in the Lower Berzovskaya subseries in the north of the West Siberia

Author:

Yana O. Karymova — geologist of the inventory calculation department; va.karvmova@ggr.gazprom.ru

UDC 551

ITC "Gazprom Geologorazvedka", Tyumen, Russian Federation

Abstract

Reservoirs of the Lower Berezovskaya subseries are fine-grained gaizes argillic to a variable degree. The reservoirs are commonly believed to be non-traditional due to an uncharacteristic combination of high porosity (at an average of 32%) and low permeability (below 1-10"3 um2). primarily. As this work shows, this is explained by the fact that the main part of pores (up to 75%) of the rocks in question is of subcapillary sizes making fluid movement practically impossible. At that, rock lithology affects the voids structure significantly. Thus, reservoirs with different content of the amorphous silica have different effective gas-filled porosity. Quantitate evaluation of the part of the differently sized pores among the voids in common is a lithological-capacitive model of the voids structure allowing describing these differences and forecasting possible effective gas-filled porosity of the reservoirs in question.

Materials and methods

Developing a lithological-capacitive model required materials gathered from four wells; the lithology of the collected cores was studied through the X-ray diffraction methods; the voids were studied through the mercury porosimetry

methods, adsorptive structural analysis (ASA); general porosity of the samples were evaluated using naphtha saturation through the Preobrazhensky porosity method and natural water saturation of rocks was evaluated by the encapsulated core samples.

Results

Mesopores represent over 50% of the voids of the non-traditional reservoirs of the Lower Berezovskaya subseries (2 nm to 50 nm) filled with cohesive waters; that is why gas movement is not possible along them. At that, the part of mesopores in reservoir LB1 is over 75%, which means that only fourth part of the pores can contain gas. This value is twice higher for reservoir LB2. Gas saturation of the rocks in question is expectedly related to the cumulative part of the macropores and capillary sized pores in them, which, when reduced, reduces the effective gas-filled porosity ratio. The gas-filled porosity ratio for reservoir LB1 characterized by the increased content of the OCT phase of the silica, is 7.5% at an average; for reservoir LB2 with almost absent OCT-phase, the ratio equals 13.5%.

Lithological-capacitive models developed with the use of results of the mercury porosimetry

and adsorptive structural analysis do not contradict each other in general, however they differ in certain details of the evaluation of the part of the capillary sized pores and macropores.

Conclusions

The lithological-capacitive model of the voids is a quantitative evaluation of the part of the pores of different sizes in the common voids allowing describing differences of the voids structure for different reservoirs lithology-wise, and forecasting possible efficiency of the gas-filled porosity of the reservoirs in question. Developing lithological-capacitive models of the voids structure of the reservoirs of the Lower Berezovskaya subseries of the north of the West Siberia requires using a complex of methods of core studying. The most adequate model is developed by combining the results of the adsorptive structural analysis with evaluations of the porosity through the Preobrazhensky porosity method for standard 30 x 30 mm samples.

Keywords

gaizes, the Lower Berezovskaya subseries, voids, silica, mercury porosimetry, volumetric and static analyzer, flow matrix, fractured-porous type reservoir

References

1. V.V. Cherepanov, Yu.I. Pyatnitskiy, D.Ya. Khabibullin and oth. Perspektivy narashchivaniya resursnoy bazy gazovykh mestorozhdeniy na pozdney stadii razrabotki putem izucheniya promyshlennogo potentsiala netraditsionnykh kollektorov nadsenomanskikh otlozheniy [Prospects of the increase of resource base of the mature gas fields by studying the industrial capacity of the non-traditional reservoirs of the Upper Senomanian formations.] International Scientific and Practical Conference. Kazan: FEN, 2014, 296 p.

2. Cherepanov V.V., Men'shikov S.N., Varyagov S.A. and oth. Problemy otsenki neftegazoperspektivnosti otlozheniy nizhneberezovskoy podsvity severa Zapadnoy Sibiri [Challenges of the evaluation of the prospects of oil and gas formations of the Lower Berezovskaya subseries of the north of the West Siberia]. Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2015, issue 2, pp. 11-26.

3. Doroshenko A.A., Karymova Ya.O. Kharakteristika pustotnogo prostranstva opok senonskikh otlozheniy severa Zapadnoy Sibiri [Characteristics of the voids of the gaizes in the Senonian

formations of the north of the West Siberia]. Exposition Oil Gas, 2016, issue 6, pp. 23-27.

4. Kartsev A.A. Gidrogeologiya neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Hydrogeology od the oil and gas fields]. Moscow: Nedra, 1972, 280 p.

5. Adamova L.V., Safonov A.P. Sorbtsionnyy metod issledovaniya poristoy struktury nanomaterialov i udel'noy poverkhnosti nanorazmernykh system [Adsorption research method for the porous structure of the nanomaterials and specific surface of the nanosized systems]. Ekaterinburg: USU, 2008, 65 p.