В последние 10-15 лет в нашей стране отмечается существенное ухудшение структуры запасов нефти. Особенно заметны эти изменения для Западной Сибири, где перспективы увеличения добычи связываются с большим числом вновь открываемых залежей нефти, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам (НПК). В связи с истощением, в том числе до практически полного обводнения, и "выходом в тираж" крупных высокодебитных месторождений для поддержания достаточно больших отборов нефти в регионе потребуется ввод в разработку множества средних и мелких месторождений, где основные запасы сосредоточены в низкопроницаемых породах.

Следует отметить, что общепринятых взглядов, позволяющих четко формулировать критерии отличия НПК от привычных нормальных коллекторов (НК), в настоящее время нет. Очевидно, что граница НПК - НК не является универсальной для всех месторождений, пачек и продуктивных пластов региона, и поэтому ее невозможно оценивать (хотя это нередко и пытаются делать) каким-то одним параметром, в частности пороговым значением проницаемости 50*10^-3 или 20 *10^-3 мкм². Представляется, что критерии разграничения НПК и НК должны формулироваться исходя из достаточно четких признаков, связанных с особенностями начального распределения и совместного течения пластовых флюидов в пустотном пространстве продуктивного коллектора, а также параметрами пласта, обусловливающими добывные возможности скважин.

В настоящее время разработаны достаточно надежные методики и схемы экспериментальных установок, позволяющие проводить всестороннее изучение образцов пород с различной, в том числе и достаточно малой (10^-2 мкм² и менее), проницаемостью. Анализ накопленных лабораторных данных показывает, что для низкопроницаемых пород характерно ощутимое колебание соотношения долей породообразующих минералов, которые могут приводить к изменению смачиваемости. В НПК даже на соседних участках можно наблюдать существенные вариации остаточной водонасыщенности (начальной нефтенасыщенности) вне зависимости от высоты местоположения изучаемого образца над водонефтяным контактом (ВНК). Также существенно колеблются и значения остаточной нефтенасыщенности в экспериментах по вытеснению нефти водой.

Учитывая, что низкопроницаемые породы характеризуются сложным минеральным составом и, как правило, высоким содержанием глинистых фракций, при подготовке образцов для различных лабораторных исследований необходимо соблюдать ряд условий. При экстрагировании образцов необходимо исключить возможность потери определенными минералами кристаллизационной воды. Для этого температура кипения растворителя не должна быть выше 80-90 ºС и в то же время растворитель должен хорошо растворять содержащиеся в породе флюиды (подходящим растворителем является, например, спиртобензольная смесь). Сушку образцов до постоянной массы также следует проводить в термошкафах при 80 С.

Что касается определений пористости, то используется стандартная методика, но с дополнительным контролем полноты насыщения. При насыщении образцов жидкостью хорошие результаты показала методика насыщения в кернодержателе. В образец подается жидкость при закрытом выходном патрубке до достижения давления 8-9 МПа, после чего он выдерживается в кернодержателе в течение 1 сут - при гаком давлении происходит полное растворение защемленного газа. Затем через образец под давлением прокачивается до пяти поровых объемов жидкости, после чего он готов к дальнейшим исследованиям. В некоторых случаях при замеченной или ожидаемой гидрофобности исследуемых образцов породы при определении пористости производят насыщение как керосином, так и пластовой водой. Сравнение величин насыщенности разными жидкостями позволяет качественно зафиксировать гидрофобизацию, которая учитывается при дальнейших исследованиях различных петрофизических параметров.

При определении газопроницаемости необходимо вводить поправку на эффект Клинкенберга в соответствии с общепринятой методикой. Оценку фильтрационных характеристик проводят по общепринятым методикам.

Кривые капиллярного давления, выражающие зависимость капиллярного давления (Р_к) от водонасыщенности (Sв), надежно отражают особенности распределения в пустотном пространстве породы-коллектора связанной и подвижной фаз и позволяют определять области совместного течения смачиваемой и несмачиваемой жидкостей. При этом следует помнить, что для получения качественной капиллярной кривой интервал изменения капиллярных давлений должен быть достаточно широким, соответствующим условиям залегания реальных пластов с высотой нефтенасыщенной части до 200-250 м. В настоящее время известны методики и техника, дающие возможность реализовать это условие (Ковалев А.Г., Кузнецов В.В., Багринцева К.И., Пих Н.А., 1986; [1,2]). Капиллярометрические установки с полупроницаемой мембраной, как известно, позволяют оценивать зависимости Р_к = f (S_В) в условиях достигаемого равновесия, когда динамические эффекты перестают играть какую-либо заметную роль. Однако оптимальное использование этих установок ограничено сравнительно небольшим рабочим давлением (как правило, до 0,7 МПа), превышение которого приводит к прорыву несмачивающей фазы через полупроницаемую мембрану. Кроме того, эксперименты требуют больших затрат времени на полный цикл исследования.

С целью сокращения больших затрат времени при осуществлении экспериментов по построению кривых капиллярного давления многие исследователи стали применять специальные петрофизические центрифуги. Но при этом для гарантии объективности получаемых с помощью центрифуги результатов требовалась корректировка расчетных уравнений. Это оказалось вполне возможным при сопоставлении результатов (главным образом при определении капиллярного давления как функции числа оборотов), получаемых для одних и тех же образцов при исследовании на центрифуге и с использованием полупроницаемой мембраны.

На рис. 1 приведены капиллярные кривые, полученные с помощью ультрацентрифуги фирмы Beckman, для песчаников и алевролитов пласта БВ одного из месторождений Вартовского свода, характеризующихся проницаемостью менее 60*10^-3 мкм². Обратно пропорциональная связь между проницаемостью и остаточной водонасыщенностью отражена на рис. 2 .

При исследовании образцов НПК в лаборатории оказалось возможным пересчитывать кривые капиллярного давления в кривые изменения водонасыщенности продуктивных коллекторов в зависимости от высоты (Н) над уровнем нулевого капиллярного давления (Ковалев А.Г., Кузнецов В.В., Багринцева К.И., Пих Н.А., 1986; [2]). Используя информацию об отметке ВНК для рассматриваемого пласта и привязав кривые капиллярного давления к реальному разрезу, можно оценить характер распределения водо- и нефтенасыщенности в коллекторах различной проницаемости. Толщины переходных (водонефтяных) зон также оказываются обратно пропорциональными проницаемости коллекторов. Очевидно, что если в некоторых залежах зоны предельного насыщения пород нефтью с неснижаемой водонасыщенностью отсутствуют, то в пределах всей нефтенасыщенной толщины будет содержаться подвижная вода. Это так называемые "недонасыщенные" залежи, при введении которых в разработку сразу же наблюдаются притоки в продуктивные скважины обводненной нефти.

Одним из критериев для разграничения НПК и НК как раз и могут быть признаки отсутствия или наличия в пласте-коллекторе данной проницаемости чисто нефтяной зоны, т.е. зоны предельного насыщения (конечно, с учетом общей высоты нефтенасыщенной части продуктивного пласта). Важно помнить, что объективность кривых капиллярного давления, получаемых в процессе лабораторных исследований, в большой степени зависит от соответствия условий эксперимента реальной обстановке. Это значит, что изучаемые коллекции образцов должны быть, безусловно, представительными по отношению к эффективным нефтенасыщенным толщинам и охватывать весь диапазон изменения фильтрационно-емкостных свойств пласта. Очевидно, что чем больше будет образцов, составляющих такую коллекцию, тем надежнее окажется информация. Однако их минимальное число при отсутствии резких проявлений микронеоднородности должно быть не менее пяти-семи.

Еще одним очень важным критерием является идентичность характеристик смачиваемости образцов в лаборатории и реального пласта. Известно, что в процессе бурения (в условиях действия интенсивных динамических нагрузок и взаимодействия породы с промывочной жидкостью или ее фильтратом) и подъема керна на поверхность {когда резко меняются температура и давление) в поровом пространстве отбираемого керна происходят различные по своим последствиям явления, связанные с изменением фазового состояния флюидов, адсорбцией определенных компонентов на поверхности минералов, релаксационными деформациями скелета породы и др.

Принятая практика экстрагирования образцов породы различными растворителями не обеспечивает абсолютной очистки поверхности зерен минералов. Факт их контакта с различными компонентами нефти практически всегда фиксируется в "памяти" соответствующими признаками, прежде всего изменением характеристики смачиваемости по сравнению с изначальной, присущей этим минералам от природы. Проявления этого эффекта "памяти" можно избежать прокаливанием образца при температуре 600-800 °С, но при этом могут происходить необратимые изменения в текстуре породы, в частности, из-за потери некоторыми минералами кристаллизационной воды.

На сегодняшний день в лабораторных исследованиях при изучении процесса многофазной фильтрации считается допустимым использовать образцы реальных пород после их тщательного экстрагирования (до достижения неизменной прозрачности растворителя в течение 1 сут), насыщения пластовой водой, в свою очередь вытесненной пластовой нефтью (или ее моделью), и выдерживания при пластовых температуре и давлении в течение не менее 18-20 ч.

Говоря об информативности кривых капиллярного давления, полученных при исследовании гидрофильных пород, следует отметить известные приемы построения на их основе кривых фазовых проницаемостей для смачивающей и несмачивающей жидкостей. Приемы расчета проницаемости для группы поровых каналов определенных размеров известны (Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазов В.Н., 1988; Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Тульбович Б.И., Кочкин О.В., 1993; [3]). Оценка фазовых проницаемостей по кривой капиллярного давления может считаться корректной при условии, что течение каждой из фаз происходит по строго сформированным группам поровых каналов. В действительности, как показывает практика лабораторных исследований, в процессе многофазного (в том числе и двухфазного) течения жидкостей в пористой среде происходит образование дисперсий, точнее, образование и их разрушение одновременно. В результате фильтрационные сопротивления при течении несмешивающихся жидкостей в системе поровых каналов меняются не всегда предсказуемо, хотя общая закономерность увеличения фазовой проницаемости при возрастании насыщенности этой жидкостью (фазой) остается очевидной.

Из сказанного следует, что фазовые проницаемости надежнее определять при проведении фильтрационных экспериментов на установках, позволяющих моделировать термобарические условия изучаемого пласта, а текущую насыщенность оценивать по поглощению рентгеновского излучения. При этом очень важно поддерживать скорость фильтрации в эксперименте соответствующую темпам перемещения вытесняющей и вытесняемой жидкостей в реальном пласте.

Представляется, что цикл исследований образцов низкопроницаемых пород продуктивного пласта должен обязательно включать оценку влияния на фильтрационные свойства и пустотность эффективного давления, т.е. разницы между давлением гидравлического обжима образца, имитирующим горное давление, и внутрипоровым давлением, имитирующим пластовое давление. В низкопроницаемых породах его влияние на фильтрационные характеристики и развитие различных процессов во внутрипоровом пространстве может быть весьма существенным.

Заключая обсуждение особенностей лабораторных исследований образцов НПК, являющихся на многих месторождениях Западной Сибири продуктивными, хотелось бы высказать следующие соображения, которые в известной степени могут представляться парадоксальными.

Это касается проблемы определения начального содержания остаточной воды. Ряд наблюдений показывает, что в некоторых пластах в зонах, имеющих одинаковую проницаемость (по измерениям на отдельных образцах), содержится существенно различное количество остаточной воды (например, по капиллярным кривым Рк = f (S_B). По-видимому, в этих случаях нужна дополнительная информация об удельной поверхности или о природе породообразующих минералов и их соотношениях.

Представляется интересным и тот факт, что содержание остаточной нефти после вытеснения ее водой в породах низкой проницаемости, во всяком случае гидрофильных, часто оказывается заметно меньше по сравнению с таковым в обычных коллекторах. Возможно, это объясняется тем, что в достаточно однородных НПК фронт вытеснения может перемещаться весьма компактно, обеспечивая довольно полное вытеснение, или тем, что при большом содержании остаточной воды занятая нефтью доля поровых каналов промывается более эффективно. В любом случае этот факт требует дополнительных исследований.

1. Иванов В.А., Храмова В.Г., Дияров Д.О. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа: Тр. КазНИГРИ. - М.: Недра, 1974. - Вып. 9.
2. Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления. ОСТ 39-204-86. -М.: Миннефтепром, 1986.
3. Ханин А.А. Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа. - М.: Недра, 1965.

Specific peculiarities of low permeable reservoir rocks require the improvement of laboratory petrophysical research methods. The article examines methods of evaluating filtration-capacious parameters including relative phase permeability (it is important in course of experiment to maintain the rate of filtration corresponding to the migration rate of displaced and displacing fluid in the real bed) and the change in oil-and-water saturation of low permeable reservoirs in the pool varying with the height over water-oil level.

It was noted that research cycle should include the estimate of effective pressure on filtration-capacious characteristics of producing rocks which could be rather significant.

Проницаемость, n * 10^-3 мкм²: 1 - 1,83; 2 - 2.18; 3 - 8,24; 4 - 14.9

Пласт: 1 - ЮВ; 2 - БВ; 3 - АВ