Южно-Баренцевская впадина относится к числу наиболее перспективных регионов российской Арктики. На ее территории уже открыты крупные газовые и газоконденсатные месторождения, включая Штокмановское, Северо-Кильдинское и Лудловское. Главная геологическая особенность бассейна — резкая неоднородность: даже в пределах одной структуры соседствуют газоносные интервалы и полностью «сухие» породы. Сравнивая керн из успешных и бесперспективных скважин, ученые выделяют характерные для этого региона сочетания физических свойств. Эти региональные маркеры в дальнейшем могут помочь при оценке аналогичных осадочных бассейнов Арктики.
Авторы работы, опубликованной в журнале «Записки Горного института», проанализировали образцы керна из шести скважин Южно-Баренцевской впадины. Три из них (Штокманская-1, Северо-Кильдинская-82, Лудловская-1) вскрыли продуктивные газоконденсатные и газовые залежи, а остальные (Арктическая-1, Крестовая-1, Адмиралтейская-1) оказались непродуктивными. Исследователи проверяли гипотезу: существуют ли устойчивые различия в физических свойствах пород, напрямую связанные с наличием углеводородов? Прямое изучение керна остается одним из самых надежных способов оценки коллекторских свойств, хотя отбор и лабораторный анализ образцов требуют времени и средств. Именно такие данные создают эталонную базу для калибровки геофизических методов, которые работают с косвенными сигналами.
Объектом изучения стали палеозойские и мезозойские отложения, представленные песчаниками, алевролитами и известняками. Эти породы прошли длительную историю преобразований — от начального уплотнения до стадий глубокого катагенеза и метагенеза. Несмотря на различия в возрасте и минеральном составе, они подчиняются общим физическим закономерностям, которые и позволили провести сравнительный анализ.
В лаборатории измеряли пять ключевых параметров. Скорость продольных ультразвуковых волн фиксировали в трех взаимно перпендикулярных направлениях (x, y, z), что позволило рассчитать среднюю скорость и оценить анизотропию — неравномерность прохождения сигнала в разных направлениях, часто связанную с системой трещин. Плотность определяли методом гидростатического взвешивания, открытую пористость — пропиткой сухих образцов керосином. Удельное акустическое сопротивление вычисляли как произведение плотности на среднюю скорость; этот параметр напрямую сопоставим с результатами сейсморазведки.
Вариации физических свойств керна по разрезу: a ‒ скважина Штокманская-1; б ‒ скважина Арктическая-1; в ‒ скважина Крестовая-1. 1 – средняя скорость Vm, км/с; 2 – плотность r, г/см3; 3 – удельное акустическое сопротивление R, г/см2∙с; 4 – коэффициент пористости Ср, %; 5 – индекс упругой анизотропии А/10, % / © «Записки Горного института»
Индекс упругой анизотропии показывает, насколько по-разному порода проводит звуковую волну вдоль и поперек слоистости или трещиноватости. В плотных породах именно трещины часто становятся главными каналами для миграции газа.
Данные четко разделили скважины на две группы. В продуктивных интервалах средняя скорость продольных волн и удельное акустическое сопротивление снижены, а пористость повышена; часто отмечается и рост анизотропии. В непродуктивных скважинах картина противоположная: высокие скорости, высокое акустическое сопротивление и минимальная пористость. Физика процесса объясняется просто: в плотных, хорошо сцементированных породах звуковая волна проходит быстрее из-за отсутствия пустот. Наличие пор и трещин замедляет волну и увеличивает ее рассеяние. Если эти пустоты развиты в определенном направлении (например, вдоль слоев или систем микротрещин), возникает упругая анизотропия.
Открытая пористость остается главным показателем коллекторских свойств. В образцах из продуктивных скважин она достигает 10–13 %. В непродуктивных же скважинах значения обычно не превышают 1–2 %, а в отдельных интервалах опускаются до десятых долей процента. При такой плотности порового пространства промышленный приток газа физически невозможен.
Коллекторские свойства напрямую зависят от типа цемента. В продуктивных песчаниках преобладает поровый цемент: минеральное вещество скрепляет зерна, не заполняя пространство между ними. В непродуктивных разрезах распространен пленочный или базальный цемент, который плотно обволакивает зерна или полностью заполняет пустоты, «запирая» проницаемость. Под микроскопом это подтверждается и размером зерен: в продуктивных скважинах песчаники крупнее (0,1–0,5 мм), тогда как в «сухих» — мельче (0,1–0,2 мм).
Выявленные физические различия имеют четкую петрографическую основу: они отражают не случайные колебания, а реальные отличия в условиях осадконакопления и последующего уплотнения пород.
Примечательна и география находок. Продуктивные скважины расположены по периферии Южно-Баренцевской впадины, тогда как «сухие» приурочены к ее центральной части или к тектоническим поднятиям. Это укладывается в классическую модель миграции: углеводороды, формирующиеся в глубоких частях бассейна под действием литостатического давления, перемещаются в краевые зоны разуплотнения, где и аккумулируются.
Зная, какие комбинации физических параметров характерны для газоносных периферийных зон, геологи могут использовать их как дополнительные критерии при обработке сейсмических данных. Это позволяет точнее оконтуривать перспективные площади до начала дорогостоящего бурения.
Главное практическое значение работы — возможность отсеивать бесперспективные участки еще на стадии анализа геофизических материалов. Петрофизические критерии не заменяют сейсморазведку или геохимическое прогнозирование, но существенно дополняют их, повышая достоверность геологических моделей и снижая финансовые риски при планировании скважин. Кроме того, полученные лабораторные данные станут надежной основой для построения цифровых моделей керна. Физические свойства осадочных пород — это хороший индикатор их геологической истории и углеводородного потенциала.