В последние годы в СССР существенно возрос объем бурения скважин с применением растворов на нефтяной (углеводородной) основе (РНО). Такие скважины преимущественно бурятся с целью определения начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов и оценки нефтегазоносности разреза на разведываемых площадях в сложных геологических условиях.

Промышленное применение получили два типа растворов на нефтяной основе безводные (известково-битумные - ИБР, нефтяные - HP) и водоуглеводородные инвертные (ИЭР) эмульсии. Содержание воды в безводных растворах не превышает 2-5 %, а в инвертных эмульсионных растворах может достигать 60 %.

Ранее все типы растворов на нефтяной основе считались нефильтрующимися. Однако обширный фактический материал убедительно показывает, что в реальных скважинных условиях все типы РНО достаточно свободно отдают фильтрат в пористо-проницаемые пласты. Фильтратом РНО обычно является неполярная углеводородная жидкость; в отдельных случаях бурения на ИЭР наблюдается также внедрение в породу неразрушенной водонасыщенной эмульсии.

В большинстве случаев бурение скважин на РНО осуществляется на завершающей стадии разведки месторождений нефти и газа. Такие скважины, как правило, бурятся со сплошным отбором керна из продуктивных интервалов и исследуются расширенным комплексом ГИС.

Применение РНО улучшает вынос керна, особенно из высокопористых слабосцементированных коллекторов. Средний вынос керна из продуктивных горизонтов, пробуренных на РНО, составляет 80 %, при этом поднимается много образцов с пористостью свыше 30 %, которые при бурении на растворе с водной основой (РВО) обычно разрушаются.

Керн, отбираемый в скважинах с РНО, используется для решения различных задач - определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности вскрытых продуктивных пластов, установления минерализации и солевого состава связанной воды, изучения истинных корреляционных связей между геофизическими параметрами пластов и их петрофизическими свойствами.

Исследование такого представительного керна позволяет получить большое число надежных определений различных параметров пород-коллекторов. Сопоставление их с результатами ГИС дает возможность получить корреляционные связи между коллекторскими и геофизическими характеристиками пластов, которые составляют основу количественной интерпретации данных ГИС по всем другим скважинам изучаемой площади, пробуренных на РВО. Однако при использовании данных исследований керна, поднятого на РНО, для изучения свойств пластов и установления петрофизических связей есть особенности, которые необходимо учитывать.

Анализ и обобщение результатов исследований керна, поднятого из скважин, пробуренных на различных типах РНО и на различных площадях страны, позволил выявить особенности изучения свойств пластов по образцам такого керна, уточнить область его применения и ограничения при использовании результатов анализа. Этим вопросам и посвящается данная работа.

Оценка характера насыщенности пород. Керн, поднятый на РНО, в общем случае не пригоден для оценки характера насыщения коллекторов. Внедрение углеводородного фильтрата в поры образцов искажает естественное соотношение подвижных флюидов (воды, нефти, газа), увеличивает нефтенасыщенность Кн образцов из газоносных пластов и снижает водонасыщенность Кв образцов из полностью водонасыщенных пластов. В последних содержание воды, не вытесненной фильтратом РНО, часто приближается к величине, отвечающей неснижаемой (остаточной) водонасыщенности Кво, что затрудняет использование результатов анализа такого керна при выделении в разрезе скважины продуктивных пластов.

Определение начальной и остаточной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов. Применение растворов на нефтяной основе позволяет отбирать керн из продуктивных отложений с сохранением величины и минерализации остаточной (связанной) воды.

Использование такого керна для оценки Кво требует тщательного подхода к отбору, консервации и сохранению образцов. Основные потери воды могут происходить в процессе консервации, транспортировки и хранения керна [12]. Установлено, что наиболее надежная консервация керна достигается при хранении его в безводном растворе. Частичные потери жидкости из образцов происходят во время операций по макроописанию и консервации керна на скважине. В среднем на макроописание и консервацию керна из одного долбления затрачивается около 1 ч. Периодические взвешивания контрольных образцов керна из продуктивных пластов показали, что за это время происходит потеря жидкости за счет испарения жидких УВ и, возможно, части воды (свободной и связанной) с поверхности образцов.

Так, потери жидкости за счет испарения при консервации образцов песчаника с пористостью 12-17 % составляют в среднем 5, 10, 15 и 20 % от объема пор соответственно через 20, 40, 60 и 100 мин после извлечения образцов из керноприемной трубы. Однако количественные оценки потерь связанной воды за эти отрезки времени за счет испарения пока не установлены. Решение этого вопроса требует проведения специальных исследований. В общем случае для уменьшения потерь жидкости за счет испарения необходимо до минимума сокращать время, затрачиваемое на консервацию керна. Целесообразно также помещать керн из колонковой трубы прямо в лотки с углеводородной жидкостью. При несоблюдении этих условий могут получиться искаженные данные о содержании остаточной воды, а также неверно определена ее минерализация, если оценка проводится по отжимам воды из такого керна.

Для определения начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов предпочтителен керн, отобранный на безводном растворе (содержание воды не более 2-2,5 %), так как только безводные растворы гарантируют сохранение естественного содержания связанной воды в образцах.

Как показал анализ данных исследования керна, выбуренного на инвертных водонефтяных эмульсиях, содержание остаточной воды в образцах может как сохраняться, так и завышаться за счет внедрения в породу эмульсии. Поэтому керн, отобранный на инвертном эмульсионном растворе, для определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов следует использовать с осторожностью, так как в случае внедрения в породу водоуглеводородной эмульсии содержание воды в образцах может быть существенно завышено. При изучении остаточной водонасыщенности по керну наиболее распространенным является метод дистилляции воды и экстракции нефти в аппаратах Закса (малых и больших). При определении остаточной воды в образцах, содержащих небольшое количество воды, ошибки порой достигают 100 % - на это указывают литературные данные [12, 14] и наш опыт работы с такими образцами. В основном эти ошибки вызываются потерями воды при анализах и ведут к уменьшению значения Кво. Более приемлемым для таких образцов является ретортный метод отгонки воды, когда образец помещается в закрытый сосуд и производится прямая дистилляция воды и сбор ее в ловушку [9]. Применение дистилляционных аппаратов ретортного типа, кроме того, обеспечивает экспрессность исследований, исключает использование огнеопасных и химических вредных растворителей и упрощает процесс анализа образцов.

Значения Кво, определенные прямым (дистилляционно-экстракционным) методом, в большинстве случаев отличаются от значений, определяемых любым косвенным методом (капиллярным вытеснением, испарением, центрифугированием и др. [2, 11, 14]). Данные по различным объектам показывают, что имеет место как завышение, так и занижение значений Кво, определенных косвенным методом. В песчаниках величины Кво по прямому методу близки или несколько выше, чем по косвенному, а в карбонатных породах - наоборот ( рис. 1 ). Причем расхождение в значениях Кво возрастает с уменьшением пористости и проницаемости пород. В экстрагированных образцах керна из низкопористых пород вообще затруднительно создавать неснижаемую водонасыщенность любым известным методом. По данным ВНИГНИ [2], на неэкстрагированных образцах низкая водонасыщенность может создаваться косвенными методами. Следовательно, использовать значения Кво, определенные любым косвенным методом, для установления начальной нефтенасыщенности коллекторов затруднительно, и достоверность их может быть низкой.

В газоносных карбонатных коллекторах содержание остаточной воды, определенной прямым методом, в большинстве случаев оказалось аномально низким (%): Оренбургское месторождение - 7,2, Василковское и Ванейвисское - 5,2, Шуртан, Бешкент, Заварды и др. - 8-12. Такие низкие значения Кво косвенным методом никогда не получали. В нефтенасыщенных карбонатных породах Кво также являются аномально низкими. Так, в известняках Грачезского (Башкирия) и других месторождений значения Кво составляют около 10 % при пористости пород 8-10 % [4, 6]. Столь низкие значения остаточной водонасыщенности в карбонатных коллекторах нефти и газа часто объясняются гидрофобизацией пор [7].

При определении коэффициента нефтенасыщенности по данным изучения остаточной водонасыщенности прямым методом значения Кво необходимо приводить к барическим условиям пласта по формуле [3]:

где - остаточная водонасыщенность и пористость при пластовом (п) и атмосферном (а) давлениях; b - объемный коэффициент для пластовой воды, изменяющийся от 1,01 до 1,06.

Учет пластовых условий повышает величину Кво, но незначительно (на 1-4 %). Этот фактор следует учитывать при обосновании коэффициента нефтенасыщенности при подсчете запасов нефти и газа.

Во всех случаях, когда на месторождении была пробурена хотя бы одна скважина с отбором керна на безводном растворе, результаты определения Кво прямым методом позволяли правильно обосновывать начальные коэффициенты нефтегазонасыщенности, что повышало достоверность оценки балансовых запасов нефти и газа. Однако при определении величины Кво прямым методом на образцах, отобранных на РНО, может иметь место недопустимое завышение этого параметра в случаях применения ИБР с большим содержанием воды и некачественных инвертных эмульсий. Так, определения Кво по керну, отобранному на ИБР с содержанием воды 7-10 % из продуктивных пластов нижнего мела скв. 139 Федоровского месторождения, оказались завышенными. Обнаружить и оценить величину завышения Кво удалось путем сравнения этих результатов с определением Кво в одноименных пластах в другой скважине, где применен качественный раствор (содержание воды в ИБР менее 2 %). Коллекторские свойства сравниваемых пластов в обеих скважинах были близкими. В табл. 1 приведено сравнение полученных значений Кво по керну и данным ГИС. Видно, что керновое определение Кво по скв 139 систематически превышает средние значения этого же параметра из скв. 120 и данные ГИС по скв 139.

Более частые и значительные завышения Кво в песчаниках отмечены при отборе керна на инвертном эмульсионном растворе низкого качества (скв. 87 Возейская, 609 Верхневилючанская, 30 и 32 Среднеботуобинские, а также на площадях Западной Сибири [1] и др.). В случаях отбора керна на ИЭР из карбонатных отложений заметного завышения Кво в образцах керна не обнаружено. Так, содержание остаточной воды в коллекторах с пористостью 17-19 % по образцам, поднятым на ИЭР в ряде скважин Тимано-Печорской провинции (7 Василковская, 19 Ванейвисская, 103 Возейская, 39 Лаявожская), очень низкое (не более 10 %) и многие образцы из газоносных пластов имеют Кво = 1-5% (см рис. 1 ). Поэтому при анализе керна, поднятого на РНО (особенно на ИЭР), каждый раз необходимо контролировать сохранность естественной водонасыщенности образцов. Контроль может осуществляться по результатам химического анализа воды, отжатой из образцов и извлеченной из РНО, и по материалам ГИС. Так, исследования водной фазы ИЭР, на котором бурились скважины на Василковском и Ванейвисском месторождениях, показали, что минерализация воды в растворе составляет в среднем 320 г/л, а тип вод - хлоркальциевый. В то же время минерализация отжатой воды из образцов, выбуренных на ИЭР, составляет 120-160 г/л (даже в породах с высокой пористостью), а тип воды - хлорнатриевый. Это указывает на то, что водная фаза на ИЭР не проникла в керн и не исказила истиную водонасыщенность пород. Если бы вода из ИЭР проникла в керн, то минерализация и компонентный состав остаточной воды были бы искаженными и неустойчивыми, особенно в высокопористых образцах. В качестве контрольных могут быть использованы плотные и непроницаемые образцы из продуктивной части разреза, в которые заведомо не проникает фильтрат. Минерализация поровой воды, вытесненной из таких образцов маслом, в рассмотренном случае также оказалась близкой минерализации связанной воды, отжатой из пород-коллекторов.

На рис. 2 приведено сопоставление значений Кво, определенных по данным керна и ГИС. Совпадение конфигурации и средних значений Кво в пределах продуктивной части пласта свидетельствует об отсутствии изменений водонасыщенности образцов за счет внедрений фильтрата РНО, т.е. о достоверности керновых данных о Кво. Такой контроль обеспечивает однозначную информацию о степени истинной водонасыщенности пород в кернах, поднятых на РНО.

При анализе керна из водонасыщенной (переходной) части продуктивных пластов обычно предполагают частичное снижение водонасыщенности образцов за счет вытеснения части подвижной воды фильтратом РНО. Анализ фактического материала по таким пластам показал, что это положение справедливо только для нижней части переходной зоны, начало которой соответствует уровню, где фазовая проницаемость для воды равна нулю, т.е. в зоне двухфазного притока. В “недонасыщенной” зоне продуктивных пластов, мощность которых на месторождениях Западной Сибири достигает 30- 40 м, вытеснения остаточной воды фильтратом РНО не отмечено.

Использовать керн, поднятый на РНО, для оценки остаточной нефтенасыщенности Кно продуктивных пластов невозможно. Этот параметр изучается только на керне, выбуренном на РВО.

Выделение коллекторов. Эффективность керновых данных при решении геологических задач существенно повышается при совместном использовании результатов исследования керна, поднятого на РНО и РВО. В этом случае представляется возможным устанавливать нижние граничные значения пористости и проницаемости коллекторов, определять коэффициенты остаточной водо-, нефте- и газонасыщенности. Впервые возможность решения этих задач сформулирована, а затем и реализована на материалах парных оценочных скважин-дублеров Оренбургского месторождения сотрудниками ВНИГНИ [10].

Совместный анализ определения Кво прямым методом на образцах, поднятых на РНО и РВО из коррелируемых пластов, позволил выделить пласты-коллекторы и установить нижнее предельное значение пористости и проницаемости последних. Величина Кво, найденная по керну из скважин с РНО, характеризует содержание связанной воды, а из скважин с РВО - измененную водонасыщенность за счет внедрения в поры водного фильтрата. Аналогично для этой цели можно использовать нефтенасыщенность Кн образцов. К коллекторам относятся все пласты, отвечающие условиям:

Нижний предел пористости определяется пересечением гистограмм распределения Кп для коллекторов и неколлекторов, выделенных по вышеуказанным критериям. Такие исследования особенно важны для коллекторов сложного типа, когда их установление по геофизическим данным затруднено.

Определение минерализации остаточной (связанной) воды. Исследования керна, отобранного на РНО, позволяют определить истинную минерализацию связанной воды Ссв. По существу такой керн является единственным источником достоверной информации о минерализации связанной (внутриконтурной) воды, так как в керне, отобранном на РВО, минерализация и солевой состав связанной воды в различной степени искажены процессами внедрения водного фильтрата в породу и диффузии ионов солей из связанной воды в фильтрат.

Знание истинной минерализации связанной воды в продуктивных пластах обязательно для правильного выбора методики определения коэффициента нефтегазонасыщения по электрическим характеристикам пластов и выделения коллекторов по аномалии ПС Наиболее достоверны результаты определения минерализации поровой воды, вытесненной или отжатой из плотных непроницаемых для фильтрата РНО образцов, отобранных из продуктивной части разреза.

При изучении минерализации и солевого состава связанной воды необходимо проводить контрольные исследования проб РНО, на котором отбирался керн. Такие исследования необходимы для установления характера воздействия фильтрата РНО на химический состав остаточной воды в образцах. Использовать результаты определения минерализации и солевого состава связанной воды без достаточной контрольной проверки в общем случае затруднительно.

Изучение минерализации связанной воды, на консервированных образцах различных отложений показало, что в отдельных геологических районах имеет место различие в минерализациях внутриконтурной и законтурной воды. Так, для сеноманской газовой залежи Уренгойского месторождения исследованиями проб отжатой из керна воды установлено, что минерализация связанной воды в залежи ниже, чем подошвенной. Различие достаточно существенно, особенно в. верхней части залежи ( табл. 2 ).

В продуктивных песчаниках нижнего мела (неоком) на площадях Среднего Приобья такими исследованиями доказано превышение минерализации связанной воды по отношению к пластовой. Разница в среднем составляет 40 % ( табл. 3 ).

На площадях Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинций, Припятской впадины и Мангышлака, где пластовые воды сильно насыщены солями, минерализация связанной и подошвенной пластовой воды примерно одинакова.

При различии в минерализации связанной воды и свободной пластовой воды необходимо дифференцированно подходить к обоснованию методик интерпретации данных ГИС и изучению связей между электрическими и коллекторскими свойствами пород в продуктивной и водоносной частях разреза.

Установление связей между коллекторскими свойствами пород и водонасыщенностью. Исследование представительного керна из продуктивных отложений позволяет получить истинные связи между коллекторскими свойствами пород (Кп, Кпр) и остаточной водонасыщенностью Кво, которые являются основой для определения одного параметра (например, Кво) по величине другого (например, Кп). Такие зависимости отражают истинную взаимосвязь этих параметров для залежи в целом, хотя и получены по керну из единичной скважины. Это позволяет использовать их для контроля результатов определения Кво и Кп по данным ГИС для всех скважин месторождения. Например, при подсчете запасов газа в сеноманской залежи Уренгойского месторождения Кп и Кг определились тремя методами. Выбор наиболее достоверного из них осуществляется сравнением геофизической и керновой зависимостей Кво = f(Кп) ( рис. 3 ). Наилучшее совпадение обеих зависимостей характеризует наиболее правильную методику определения этих параметров по данным ГИС.

Изучение петрофизических зависимостей. Керн, поднятый на РНО, позволяет устанавливать истинные петрофизические связи, необходимые для интерпретации данных каротажа. На образцах такого керна удается измерить истинное удельное электрическое сопротивление r_п и интервальное время Dt пород с естественной водонасыщенностью и состоянием поверхности порового пространства. Это позволяет изучить истинные связи между r_п и Кво, Кп и r_п для нефтегазонасыщенных пластов. Изучение этих связей на образцах с искусственной водонасыщенностью часто не отвечает реальным условиям пласта, так как предварительное экстрагирование образцов изменяет состояние поверхности пор и делает породу гидрофильной [ 1].

Установлено, что связь Рн = f(Кво), полученная на образцах с естественной водонасыщенностью, отличается от связи, полученной на образцах с искусственной водонасыщенностью. На рис. 4 показаны примеры этих связей.

Для полимиктовых песчано-алевритовых коллекторов связь Рн = f(Кв) при естественной водонасыщенности образцов может либо совпадать со связью для экстрагированных образцов (см. рис. 4 , а), либо иметь более высокий показатель степени в уравнении регрессии и меньшую тесноту связи в области низких значений Кво (менее 10%) [8].

Для карбонатных пород с низкой естественной водонасыщенностью связь между Рн и Кво отсутствует, а при искусственной остаточной водонасыщенности она достаточно тесная (см. рис. 4, б). Необходимо отметить при этом, что создать низкую остаточную водонасыщенность карбонатных пород на предварительно экстрагированных образцах искусственным способом (центрифугированием и капиллярным вытеснением) не удается.

На керне, поднятом на РНО, можно изучать скорость распространения продольных колебаний при естественной водонасыщенности нефтенасыщенных пород. Однако таких измерений выполнено еще мало и проведены они без учета давления.

Таким образом, исследование керна, отобранного на РНО, обеспечивает получение достоверной информации о начальной нефтенасыщенности коллекторов, составе и свойствах связанной воды, истинных значениях ряда геофизических параметров (r_п, Рн) и их связях с коллекторскими свойствами пород.

Получаемая на таком керне геологическая информация позволяет выбрать и обосновать методику количественной интерпретации геофизических исследований скважин при определении пористости, нефтегазонасыщенности и эффективной мощности продуктивных пластов.

Однако при исследовании керна, выбуриваемого на РНО, и использовании результатов необходимо учитывать термобарические условия изучаемого разреза, обеспечивать своевременную и качественную консервацию керна для сохранения связанной воды, а также электрического сопротивления пород и контролировать сохранность величины и состава связанной воды в образцах при их исследовании. Содержание и свойства связанной воды в образцах могут также изменяться при взаимодействии фильтрата РНО, содержащего химические активные вещества (негашеную известь, щелочь, ПАВ), с остаточной водой, что может приводить к частичной потере связанной воды, изменению ее химического состава и других физико-химических свойств. Проявления этих факторов недостаточно изучены и требуют специальных исследований.

1. А.С. 715777 СССР. Способ определения коэффициента газонасыщенности коллекторов. Авт. изобрет. В.И. Петерсилье, Ю.Я. Белов, Э.Г. Рабиц. - Заявл. 22 окт.1979, № 2571410. Опубл. в бюллетене изобретений, 1980, № 6.
2. Белов Ю.Я. О возможности применения капилляриметрических исследований пород-коллекторов при определении параметров, необходимых при подсчете запасов нефти и газа. - Труды ВНИГНИ, вып. 213,1979, с. 161-168.
3. Ильин В.М., Сонич В.П., Корчемкин В.Н. О необходимости введения термодинамических поправок в результаты определения водонасыщенности коллекторов прямым методом. - РНТС ВНИИОЭНГ. Нефтегазовая геология и геофизика, 1980, № 1, с. 6-8.
4. Колганов В.И., Гавура В.Е. Начальная водонасыщенность карбонатного пласта В₁ на Сосновском месторождении. - Геология нефти и газа, 1971, № 10 , с. 29-34.
5. Котяхов Ф.И. Применение известково-битумного раствора при отборе керна. - Нефтяное хозяйство, 1966, № 1, с. 28-31.
6. Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С., Кузмичев Ю. А. Использование керна, отобранного на известково-битумном растворе, для оценки коллекторских свойства пород. - Труды ВНИИ, вып. IV, 1968, с. 56-74.
7. Определение остаточной водонасыщенности гидрофобных пород-коллекторов / В.И. Петерсилье, Э.Г. Рабиц, Ю.Я. Белов, Д.С. Головастов. - ЭИВИЭМС. Сер. геол., методы поиск, и разв. м-ний нефти и газа, 1979, № 11, с. 11 -14.
8. Орлов Л.И. Результаты изучения электрического сопротивления нефтеносных пород по скважинам, пробуренным на солянобитумном растворе. - В кн.: Геофизические исследования в Башкирии, Уфа, 1965, с 117-125.
9. Орлов Л.И., Карпов Е.Н. Определение остаточной воды в законсервированных образцах керна. - Геология нефти и газа, 1979, № 6 , с. 43-47.
10. Петерсилье В.И., Рабиц Э.Г., Макарова Э.И. Комплексная методика оценки коэффициента газонасыщенности и нижнего предела пористости коллекторов Оренбургского газоконденсатного месторождения. - Геология нефти и газа, 1979, № 8 , с. 25-29.
11. Покровская Г.Н., Корчемкин В.Н. Определение остаточной воды прямым и косвенным методами по кернам скважины 32-бис Советского месторождения. - Геология нефти и газа, 1974, № 5 , с. 54-57.
12. Применение безызвестковистого раствора на нефтяной основе для бурения продуктивных пластов на севере Тюменской области /А.Т. Горский, С.З. Жаринов, В.Г. Матюшов и др. - Труды ЗапСибНИГНИ, № 129, 1978, с. 80-86.
13. Результаты исследования пористости и водонасыщенности тонкопереслаивающихся залежей Ставрополья / Ф.И. Котяхов, Ю.С. Мельникова, А.В. Козакова, Н.Н. Румянцева. - Труды ВНИИ, вып. 15, 1953, с. 39-48.
14. Ханин А.А. Породы- коллекторы нефти и газа и их изучение. М., Недра, 1968.

Таблица 1

Сравнение значений Кво по данным керна и ГИС

Таблица 2

Минерализация и сопротивление пластовых вод Уренгойского месторождения

Таблица 3

Минерализация и сопротивление пластовых вод Федоровского месторождения

Рис. 1. Сравнение зависимостей Кво = f(Кп) no песчаникам нижнего карбона Арланского (а) и известнякам верхнего карбона Василковского (б) месторождений.

Кривые: 1 - прямой метод определения Кво; 2 - косвенный метод моделирования Кво

Рис. 2. Сопоставление значений Кво, определенных по керну (прямым методом) и данным ГИС в газоносной, нефтеносной и переходной частях пласта (скв. 106 Варьеганская)

Рис. 3. Оценка достоверности результатов определения к_п и к_г по данным ГИС.

а - значения Кво и Кп определялись по параметру насыщения Рн и относительной аномалии ПС соответственно; б - значения Кво и Кп определялись по формулам для песчаников со слоистой глинистостью.

Кривые: 1 - лабораторная зависимость Кво = f (Кп) (Кво определен прямым методом), 2 - зависимость Кво = f (Кп) по результатам интерпретации данных ГИС (скв. 125 Уренгой, сеноман)

Рис. 4. Петрофизические зависимости Рн = f(Кв): для песчано-алевролитовых пород месторождения Каламкас (левый график), для карбонатных пород Оренбургского месторождения (правый график).

1 - образцы искусственной водонасыщенностью (для пород Оренбургского месторождения Кп >3 %); 2 - образцы с естественном водонасыщенностью (для пород Оренбургского месторождения Кп > 3 %); 3 - то же, Кп < 3 % (для пород Оренбургского месторождения)