Наличие водоносных прослоев гипсометрически выше нефтенасыщенных в каширо-подольских отложениях (КПО) затрудняет прогноз характера насыщения и начальной обводненности. Основной целью исследования является выявление причин неоднородности работы эффективных толщин и возможность дальнейшего их прогнозирования.

Отложения среднего карбона верхнего палеозоя на территории современного Башкортостана представлены (снизу вверх) породами башкирского яруса, верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов. Продуктивную часть называют карбонатной толщей среднего карбона (КТСК). Наиболее перспективными по насыщению являются каширский и подольский горизонты, они рассматриваются как единый объект разработки.
Нефтегазоносность каширо-подольских отложений подтверждена на более чем двадцати месторождениях [1]. К северо-западной части республики относятся месторождения, расположенные в пределах Башкирского свода, Верхне-Камской впадины и Бирской седловины. Самым крупным по геологическим запасам является Арланское месторождение, открытое
в 1955 году.
Основным объектом разработки долгие годы была терригенная толща нижнего карбона (ТТНК). Каширо-подольский объект являлся транзитным, поэтому остается слабоизученным до сегодняшнего дня. Только в последнее десятилетие объект вводится в активную разработку и требует тщательного изучения.
Запасы объекта КПО на балансе числятся с 1962 года, когда был выполнен подсчет запасов Арланской и частично Николо-Березовской площадей. Разработка началась
в 1965 году прошлого века на опытном участке. Далее продолжалась единичными литологическими залежами.
Первая полномасштабная петрофизическая модель карбонатных отложений среднекарбонового возраста была создана в 1976 году в преддверии постановки начальных геологических запасов всего месторождения на государственный баланс [2].
К этому моменту было исследовано свыше шести тысяч стандартных образцов для определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) — коэффициентов пористости Кп и проницаемости Кпр, исследований количества остаточной воды (преимущественно центрифугированием), карбонатности (карбонатометрия) проведено в разы меньше. Механизмы вытеснения изучались на высокопроницаемых моделях порового коллектора.
Авторы [3] А.В. Копытов, К.С. Баймухаметов и др. определили сложное геологическое строение объекта и выделили 3 типа коллекторов по структуре пустотного пространства: порово-каверново-трещинный; поровый и порово-каверновый, объединенные в один тип; пелитоморфный, включающий породы с ухудшенными ФЕС.
Пелитоморфный тип обладает особенностями строения:

• малый размер карбонатных кристаллов — менее 1–5 мкм, который сравним с размерами частиц пелитовой фракции терригенных пород;
• малый радиус поровых каналов — менее 0,5 мкм, характерный для неколлекторов;
• породы имеют высокую общую неэффективную пористость до 30 % при низкой абсолютной проницаемости.

Именно за схожесть размеров зерен с терригенной пелитовой фракцией пелитоморфный тип получил свое название.
Несмотря на наличие литологической и структурной неоднородности отложений, стандартный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) не позволял разделить разрез КПО на интервалы с различным типом коллектора. Стандартная интерпретация данных ГИС сводилась к выделению порового коллектора без учета других типов, что приводило к низкой успешности освоения. Эксплуатация объекта велась единичными скважинами.
Необходимость пересмотра петрофизической модели (ПФМ) возникла с накоплением геологического и промыслового материала. Программа доисследования более ста образцов архивного керна была направлена на подтверждение литологии и типов коллекторов, включала описание шлифов, компьютерную томографию, капилляриметрию, рентгеноструктурный анализ и акустику.
В результате переосмысления разрез КПО приобрел следующие отличительные черты [4].
Отмечается незакономерное чередование по разрезу скважины следующих типов пород:

• вторично преобразованных известняков и доломитов, являющихся по керну и ГИС коллекторами, насыщенными нефтью;
• исходных пелитоморфных пород, являющихся по керну и ГИС неколлекторами, поровое пространство которых заполнено связанной неподвижной водой;
• измененных в процессе катагенеза пелитоморфных пород, которые по структуре порового пространства могут стать коллекторами и помимо связанной воды содержать рыхлосвязанную и свободную воду;
• плотных карбонатных разностей — неколлекторов, насыщенных неподвижной связанной водой.

Отсутствие краевой, пластовой и подошвенной воды: весь разрез КПО продуктивен. Залежи нефти определяются как литологически ограниченные, линзовидные.
Наличие начальной обводненности 20–30 % в течение достаточно длительного периода разработки КПО. Причина обводненности объясняется возникновением притока при значительных депрессиях, когда рыхло- и прочносвязанная вода в пелитоморфных породах переходит в свободную.
Исследования образцов с помощью компьютерной томографии показали подчиненное значение трещиноватости, более распространенной в башкирском ярусе, чем в каширском и подольском горизонтах. Изучение минерального состава методом рентгено-структурного анализа подтвердило незначительное содержание глинистых минералов до 2–4 %. Породы слагаются известняками, доломитами, сульфатами (ангидритами и гипсами), присутствует окремнение (SiO₂). Отмечаются в единичных образцах следы пирита, хлорита.

В 2017 году выполнялся региональный проект по построению литолого-петрофизической модели отложений среднего карбона на всей территории республики Башкортостан [5]. Кроме детального исследования вещественного состава особое внимание уделено текстурным и структурным особенностям, проанализированы вторичные преобразования. Рассмотрены фациальные условия формирования отложений, проведен анализ распределения коллекторских свойств внутри выделенных фациальных зон. На основе литологической проведена петрофизическая типизация пород.
В результате обобщения для известняков отложений среднего карбона выделено 4 петрофизических класса: I — трещинно-каверново-поровый тип (преобладает поровый тип, однако пути фильтрации флюида — трещины), II — каверново-поровый тип (преобладает поровый тип, однако пути фильтрации флюида – каверны), III — поровый тип, IV — поровый тип с ухудшенными ФЕС (литологически неоднородные известняки: доломитизированные и с терригенной составляющей).
Для доломитов классификация пород основана на размерности зернистой фракции, за исключением пород с трещинной составляющей. В итоге доломиты были поделены по преобладающей структуре пустотного пространства на 4 петрофизических класса: I — каверново-поровый тип (преобладает поровый тип, каверны выщелачивания имеют низкую связанность между собой), II — поровый тип, III — микропоровый тип (обеспечивается микрозернистой структурой породы), IV — трещинно-каверново-поровый тип. Для каждого петрокласса получены корреляционные уравнения, связывающие основные петрофизические параметры — пористость, проницаемость, остаточную воду.
В 2021 году проведена научная работа по детальному изучению геологического строения каширо-подольского объекта на Арланском месторождении с целью повышения эффективности прогнозирования и разработки продуктивных коллекторов. Для решения поставленных задач выполнена программа доисследования карбонатного объекта, включающая бурение новых скважин с отбором керна, исследования расширенным комплексом ГИС и специальные исследования керна. Ключевые результаты НИР отражают:

• изменение представления о строении залежей (пластово-сводовые вместо литологически-ограниченных);
• обоснование условного водо-нефтяного контакта (вместо ограниченных нефтенасыщенных линзовидных тел);
• выявлен литологически выдержанный, преимущественно продуктивный, высокопроницаемый с вторичной пористостью пласт Скш1.

Выделение карбонатных коллекторов объекта КПО проводится по прямым качественным признакам в случаях, когда технология проводки скважин и параметры промывочной жидкости обеспечивают их получение. Если прямые качественные признаки отсутствуют, то используют количественные критерии, полученные в результате анализа лабораторных исследований керна.
Объемная литологическая модель рассчитывается на основе минерально-компонентной модели и учитывает результаты рентгено-структурного анализа: доли доломита, кальцита, ангидрита, гипса, кремния и глинистых минералов:

где V — доля минерала в объеме породы; д — доломит; клц — кальцит; анг — ангидрит; ммт — монтмориллонит; кпш — калиевые полевые шпаты; плаг — плагиоклазы; п — порода.
При решении недоопределенной системы уравнений кремний и глинистые минералы допустимо объединить в терригенную компоненту так как суммарно их объем не превышает 4 % от общего объема породы [6].
К факторам, влияющим на устойчивость модели, можно отнести наличие полиминерального скелета и вторичной пустотности, представленной микротрещинами и кавернами, а также высокую радиоактивность пород, связанную со вторичной доломитизацией. Поэтому в системе
уравнений (2) объемной модели желательно учитывать показания и параметры геофизических методов нейтронного каротажа (НК) (водородосодержание W), гамма-каротажа (ГК) (двойной разностный параметр Агк), гамма-гамма каротажа (ГГК) (плотность δ и эффективный атомный номер Zeff), акустического каротажа (интервальное время пробега продольной и поперечной волн ΔТр и ΔТs).

где i — i-минерал; Vi — доля i-го минерала.
Для решения системы уравнений применяют петрофизические константы, настроенные на собственные керновые данные. При их отсутствии используют справочные данные.

При недостаточном комплексе ГИС литологический состав уточняется по комплексным палеткам НК-АК, НК-ГГК и АК-ГГК. Необходимо отметить, что решение задачи литологического расчленения по данным акустического каротажа является неоднозначным, т.к. на акустические параметры влияет структура пустотного пространства. Связь структуры пустотного пространства и фильтрационных свойств пород КПО схематично отображена на рис. 1.

Наличие в породе пустот различного размера, от микропор до каверн, усложняет программу изучения керна и делает необходимым проведение разномасштабных исследований с различным разрешением.
При обобщении литолого-петрографического описания пород выделены основные литотипы: по литологическому признаку, размерам пустот и зерна. Типизация пород известняков выполнена по модифицированной классификации Danhema, преимущественно представленных чередованием маломощных прослоев литотипов — мадстоун (до 10 %) и вакстоун (до 30 %), характеризующих породы с ухудшенными ФЕС, а также пак- и грейнстоунами. Как упомянуто выше, в разделе «Ретроспектива петрофизических моделей», классификация доломитов проведена по зернистости породы. Кроме электронной микроскопии проводились съемки компьютерной томографии. Разрешения съемок образцов разного размера отличаются друг от друга, так для образцов диаметром 30 мм разрешение составило 40 мкм, а образцы диаметром 10 мм снимались с разрешением 3 мкм. Разрешение съемки пород во многом определяет точность и достоверность всех расчетных данных, полученных при реконструкции цифровых моделей. Более детальная съемка на десятимиллиметровом образце позволяет увидеть большее количество микропустот. Суммирование сеточных моделей позволяет получить значение пористости, сопоставимое с лабораторным исследованием. На рисунке 2 представлен пример результатов исследования разномасштабной компьютерной томографией образца известняка органогенно-обломочного (грейнстоуна) с пористостью 11,3 %.

По результатам микроскопии и компьютерной томографии породы разделены на типы с учетом структуры пустотного пространства.
Микропоровыми коллекторами являются микрокристаллические доломиты, которые характеризуются высокой пористостью до 38 % и относительно низкой проницаемостью (средняя до 0,030 мкм²). Основной объем пустотного пространства сложен межкристаллическими порами. Размер кристаллов и пор около 0,5^–1 мкм.
Поровый коллектор может быть представлен известняками и доломитами. Проницаемость до 0,100 мкм².
Каверново-поровый тип в основном представлен известняками. Проницаемость до 0,300 мкм².
Трещинно-каверново-поровый коллектор имеет ограниченное распространение по площади и наилучшую проницаемость — до 1 мкм². В составе преобладает кальцит.
Граничные значения пористости и проницаемости определены по зависимостям
Кп = f(Кп_дин) и Кпр = f(Кп_дин) и составили для каверново-порового типа — Кпгр = 11 %
и Кпргр = 1,6×10^–3 мкм², для трещинно-каверново-порового типа — Кпгр = 6,5 % и Кпргр = 10^–3 мкм², для порового типа — Кпгр = 16 % и Кпргр = 2,8×10^–3 мкм², для микропорового типа — Кпгр = 25 %
и Кпргр = 10^–2 мкм² (табл. 2).

Несмотря на то что по данным керна выделяется четыре типа коллектора, возможности их выделения по стандартному комплексу ГИС ограничены. Про формирование методических подходов к интерпретации геофизических данных, выделение типов коллекторов и определение подсчетных параметров для отложений КТСК с учетом продуктивных пластов верейского горизонта и башкирского яруса изложено в статье [7]. Для отложений КПО эффективен ядерно-магнитный каротаж (ЯМК), который позволяет разделить поровый и микропоровый коллекторы. Время поперечной релаксации Т2 микропоровых пород по результатам исследования керна в среднем не превышает 100 мс, что сопоставимо с граничной отсечкой, используемой для разделения подвижных и капиллярно-связанных флюидов. Спектр порового коллектора находится в диапазоне от 100 до 200 мс. Времена релаксации свыше 200 мс характерны для каверново-порового коллектора. Интервалы микропорового коллектора выделяются повышенной проводимостью на электрических микроимиджерах, а по нормализации методов пористости и электрического каротажа (например НК и БК) не имеют приращения, в отличие от продуктивных коллекторов. Кластеризация с использованием петроупругих параметров позволяет разделить на высокопроницаемый, среднепроницаемый поровый и микропоровый коллекторы. Разделение основано на зависимости петроупругих свойств как от матрицы, так и от флюидов, заполняющих пустотное пространство [6]. Значения интервального времени пробега продольной волны и коэффициента Пуассона при одинаковой пористости будут ниже у микропоровых коллекторов, чем у поровых.
Оценка характера насыщения проводится путем сопоставления с граничным значением удельного электрического сопротивления (УЭС). Моделируются сопротивления водонасыщенной и нефтенасыщенной породы методом Дахнова–Арчи с использованием петрофизических констант, полученных на керновых данных для каждого типа коллектора:

где R_{п_вода} — сопротивление породы при стопроцентном насыщении ее пластовой водой; R_в — удельное сопротивление пластовой воды; Кп — коэффициент пористости породы; а и m — постоянные для определенной группы пород коэффициенты; а — константа извилистости;
m — структурный коэффициент (цементации).

где R_{п_нефть} — сопротивление нефтенасыщенной породы; Кво — коэффициент водонасыщения породы для зоны предельного нефтенасыщения, т.е. остаточная водонасыщенность; b и n — постоянные для определенной группы пород коэффициенты; n — зависит от смачиваемости породы.
Для расчета УЭС_граничного в формуле применяется значение водонасыщен-
ности Кв, полученное в результате потоковых экспериментов, в точке пересечения относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде. Значение граничного электрического сопротивления контролируется результатами опробований. Для каждого типа коллектора получены собственные значения. В статье [8] авторы отмечают возможность формирования понижающей зоны проникновения в каверново-поровых и поровых коллекторах с высокими ФЕС, которое может приводить к занижению УЭС и ошибочному определению насыщения в процессе интерпретации данных ГИС. В таком случае требуется площадной анализ текущего насыщения.
Определение коэффициента нефтенасыщенности карбонатных пород возможно несколькими способами. Классический способ подразумевает использование электрической модели
Дахнова–Арчи. Для зоны предельного нефтенасыщения необходимо калиброваться на зависимость Кво = f (Кп).
Учитывая тот факт, что каширо-подольские отложения на большинстве месторождений Башкортостана являются вышележащим транзитным объектом, оценку нефтегазонасыщенности возможно провести по параметру времени жизни тепловых нейтронов или декремента затухания плотности тепловых нейтронов, определенных по данным импульсного нейтронного каротажа в варианте ИННК или ИНГК в обсаженных скважинах. В качестве основного интерпретационного параметра ИННК выбирается макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов Σа, для которого справедливо следующее уравнение в общем виде:

где Σ_гп, Σ_i, и К_i — макроскопическое сечение и объемная доля горной породы и ее компонентов соответственно.
Для повышения качества прогноза насыщенности по данным ИННК/ИНГК проведен комплекс дополнительных литологических и геохимических исследований, включающий рентгенофазовый анализ (РФА), метод индуктивно-связанной плазмы (МС-ИСП), дериватографию и пиролитические исследования. В отложениях КПО методом индуктивно-связанной плазмы аномальных редкоземельных элементов не обнаружено. В четырех образцах увеличена концентрация бора, что связано с периодическими осушениями бассейна в каширское время, вплоть до формирования палеопочв [9]. Определенное методом пиролиза содержание органического вещества учитывалось при расчете макросечения, но при этом большого вклада в полученные результаты не вносит из-за незначительной концентрации в породе. В результате дериватографических исследований определены содержания химически и физически связанной воды. Вода, ассоциированная со скелетом породы, присутствует в небольшом количестве. Все перечисленные результаты позволили рассчитать макроскопическое сечение поглощения нейтронов породы на основе минерально-компонентных моделей. Для литотипа известняк макросечение в среднем равно
7,7 е.з., для доломита — 5,5 е.з., где е.з. — единица захвата, равная 10–3 см^-1.
Оценка смачиваемости проводилась по данным капиллярного впитывания в образец воды и керосина при атмосферных условиях и в гравитационном поле при центрифугировании. Безразмерный показатель смачиваемости М варьируется от 0,2 до 0,5, что соответствует преимущественно гидрофобной (0,2–0,4) или промежуточной (0,4–0,6) смачиваемости. Стоит отметить, что выборку пород с промежуточной смачиваемостью составляют микропоровые образцы.
Исследования механизма вытеснения нефти водой и оценка остаточной нефтенасыщенности за историю месторождения выполнялись в несколько этапов. Вначале использовались сборные модели (опыты 1990–2015 гг.), затем модели на проницаемых образцах, в последние годы (2021 г.) уделено внимание низкопроницаемым породам с учетом литотипов. Важным результатом экспериментов стал вывод о подвижности нефти в микропоровом коллекторе и более низком значении коэффициента вытеснения в низкопроницаемых породах (рис. 3).