Некоторые аспекты определения проницаемости керна баженовской свиты в лабораторных условиях
Сиротинский А.С., Гайсин М.Р., Габидуллин Т.Р., Гайсина А.Ш.
Филиал ООО «РН-ГИР»
в городе Уфе — БашНИПИнефть
(ОГ ПАО «НК» Роснефть»),
Уфимский университет науки
и технологий
Филиал ООО «РН-ГИР»
в городе Уфе — БашНИПИнефть
(ОГ ПАО «НК» Роснефть»),
Уфимский университет науки
и технологий
В работе исследованы особенности определения проницаемости горной породы при фильтрации жидких углеводородов в естественных образцах керна продуктивных отложений баженовской свиты одного из месторождений Западной Сибири. Выявлены основные трудности проведения фильтрационных исследований нефтематеринских коллекторов, связанные с явлением затухания фильтрации при использовании стандартных агентов (керосин, изовискозные модели). Обоснована необходимость учета особенностей объекта, в частности, наличия в породе высокомолекулярных органических соединений (кероген, битумы), выступающих в качестве цементирующего компонента. Предложен новый метод к проведению лабораторных экспериментов по определению проницаемости, основанный на использовании рекомбинированной нефти, который минимизирует процессы самокольматации пустотного пространства, индуцированные химическим взаимодействием керогена и растворителя (керосин). Разработана и апробирована методика эксперимента, включающая этапы подготовки оборудования и насыщения образца. Проведено экспериментальное определение проницаемости на стационарном режиме фильтрации на образцах различного диаметра. Применение предложенной методики создает основу для последующего определения относительных фазовых проницаемостей и коэффициентов вытеснения нефти, что позволит повысить точность прогноза извлекаемых запасов нефти.
Введение
Разработка сланцевых месторождений требует создания и адаптации технологий поиска, вскрытия продуктивных интервалов и оценки их потенциала. Ключевым сдерживающим фактором полномасштабного освоения нефтематеринских коллекторов, к которым относится баженовская свита, являются их сверхнизкая проницаемость и структурная неоднородность [1]. Баженовская свита сложена в основном кремнисто-глинистыми породами с содержанием органического вещества (ОВ) до 30 %. ОВ представлено подвижными углеводородами и твердым керогеном. Пустотное пространство формируется матрицей (поры несущей породы и керогена) и сетью микротрещин автофлюидоразрыва [2].
Низкие значения пустотности (до 5 %) и проницаемости, а также гидрофобность породы затрудняют как фильтрационные процессы, так и проведение лабораторных исследований.
Низкие значения пустотности (до 5 %) и проницаемости, а также гидрофобность породы затрудняют как фильтрационные процессы, так и проведение лабораторных исследований.
Современные технологии бурения обеспечивают высокий процент выноса керна продуктивных интервалов [3], что позволяет изучить большое количество представительного материала. Однако остаются нерешёнными вопросы подготовки кернового материала и корректировки существующих методик исследований баженовской свиты.
В связи с этим цель настоящей работы — разработать и экспериментально обосновать методику определения абсолютной проницаемости пород баженовской свиты по жидкости, которая позволяет минимизировать искажения, вызванные самокольматацией порового пространства при химическом взаимодействии фильтрующего агента с керогеном и битумами. Для достижения цели были выполнены анализ стандартных агентов, адаптация подготовки керна, фильтрационные эксперименты с рекомбинированной нефтью и сравнение результатов.
В связи с этим цель настоящей работы — разработать и экспериментально обосновать методику определения абсолютной проницаемости пород баженовской свиты по жидкости, которая позволяет минимизировать искажения, вызванные самокольматацией порового пространства при химическом взаимодействии фильтрующего агента с керогеном и битумами. Для достижения цели были выполнены анализ стандартных агентов, адаптация подготовки керна, фильтрационные эксперименты с рекомбинированной нефтью и сравнение результатов.
Научная новизна работы состоит в экспериментальном подтверждении того, что кероген и битумы являются не инертным наполнителем, а цементирующим компонентом, а применение рекомбинированной нефти позволяет стабилизировать фильтрацию. Практическая значимость заключается в создании основы для корректного определения относительных фазовых проницаемостей и коэффициента вытеснения нефти, что повышает точность прогноза извлекаемых запасов.
Проблема проведения фильтрационных экспериментов для пород баженовской свиты
В мировой практике проницаемость коллекторов оценивается по газу (азоту, гелию) при атмосферном давлении и комнатной температуре. Ключевые преимущества этого подхода — высокая скорость измерений, методическая простота и отсутствие необходимости в использовании подготовленных флюидов и воспроизведении пластовых термобарических условий [4]. Однако применительно к низкопроницаемым нефтематеринским коллекторам, таким как баженовская свита, опора исключительно на данные газопроницаемости керна является принципиально недостаточной и может привести к существенным ошибкам в оценке фильтрационного потенциала коллекторов и построении гидродинамических моделей пласта. Это обусловлено рядом фундаментальных причин, требующих проведения исследований с жидкими углеводородами в условиях, приближенных к пластовым.
Во-первых, для низкопроницаемых пород характерен эффект Клинкенберга, при котором проницаемость, измеренная по газу, систематически завышена относительно проницаемости по жидкости [5]. Данное явление связано с газодинамическим проскальзыванием потока на стенках поровых каналов, которое становится доминирующим фактором, влияющим на измерение, при значениях проницаемости менее 10-3мкм2. В результате величина газопроницаемости образца керна оказывается зависимой от давления и не отражает реальной способности породы фильтровать пластовые флюиды (нефть, воду). Переход к «абсолютной» проницаемости по жидкости требует введения поправочных коэффициентов, определение и валидация которых сами по себе являются нетривиальной исследовательской задачей [6].
Во-вторых, стандартные измерения газопроницаемости проводятся в условиях, далеких от пластовых. В реальном резервуаре порода находится под действием всестороннего горного давления, которое критически влияет на состояние фильтрационных каналов [3]. Для нетрадиционных коллекторов баженовской свиты, характеризующихся развитой сетью естественных микротрещин, этот фактор становится определяющим. Измерения газопроницаемости в стандартных условиях при низком обжимном давлении имеют высокие погрешности именно из-за неконтролируемого влияния раскрытости этих микротрещин, что не соответствует их состоянию в пласте. В связи с этим барический режим измерений (моделирующий эффективное горное давление) должен стать базовым при исследовании баженовской свиты, так как он позволяет минимизировать или полностью исключить вклад микротрещин в измерении проницаемости. Данный подход требует соответствующего отражения в действующих методических рекомендациях по подсчёту запасов нефти в отложениях баженовского горизонта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [7]. Однако возможны ситуации, когда проницаемость по газу в барических условиях не сможет быть определена по причине технических ограничений используемых установок (нижний предел измерений 10-6-10-4мкм2).
В отличие от газа, использование жидкости в экспериментах по определению проницаемости позволяет, воспроизводить в лаборатории реалистичные значения эффективного напряжения на скелет образца, моделируя тем самым фильтрационные свойства горной породы, максимально приближенные к пластовым условиям.
Таким образом, несмотря на оперативность и простоту, определение проницаемости по газу может служить лишь предварительной оценкой. Для получения репрезентативных данных, адекватно описывающих фильтрацию в пласте, необходимо проведение экспериментов с жидкими углеводородами, химически и физически близкими к пластовым, в соответствующем диапазоне термобарических условий.
Таким образом, несмотря на оперативность и простоту, определение проницаемости по газу может служить лишь предварительной оценкой. Для получения репрезентативных данных, адекватно описывающих фильтрацию в пласте, необходимо проведение экспериментов с жидкими углеводородами, химически и физически близкими к пластовым, в соответствующем диапазоне термобарических условий.
Подготовка к исследованиям
Объектом экспериментальных исследований послужили цилиндрические образцы керна кремнисто-глинистых пород, отобранные из продуктивного пласта ЮС0 одного из месторождений Западной Сибири. В связи с тем, что проведение полной очистки образцов от пластовых флюидов методом горячей экстракции в соответствии с ГОСТ 26450.0-85 [8] приводило к их механическому разрушению (рис. 1), для подготовки к исследованиям применялась методика частичного удаления углеводородов [7, 9].
Рис. 1. Фотография керна баженовской свиты до (слева)
и после (справа) экстракции
и после (справа) экстракции
Предлагаемый подход подразумевает горячую экстракцию образцов керна продолжительностью
72 часа. За этот период легкие углеводороды полностью удаляются, тогда как глинисто-кремнистая матрица, насыщенная тяжёлыми УВ, и битумоиды, формирующие скелет породы, сохраняются в неизменном виде. Учитывая глинистый состав образцов, во избежание растрескивания или изменения структуры, сушку проводили в сушильном шкафу при температуре 75 °С (не выше) до стабилизации веса. Фильтрационно-емкостные свойства образцов керна приведены в таблице 1.
72 часа. За этот период легкие углеводороды полностью удаляются, тогда как глинисто-кремнистая матрица, насыщенная тяжёлыми УВ, и битумоиды, формирующие скелет породы, сохраняются в неизменном виде. Учитывая глинистый состав образцов, во избежание растрескивания или изменения структуры, сушку проводили в сушильном шкафу при температуре 75 °С (не выше) до стабилизации веса. Фильтрационно-емкостные свойства образцов керна приведены в таблице 1.
Табл. 1. Основные ФЕС образцов кернов
В качестве фильтрующих агентов в исследованиях использовались керосин марки
КО-25 (ГОСТ 4753-68) [10], изовискозная модель нефти и рекомбинированная нефть.
Для проведения лабораторных исследований была отобрана проба нефти из пласта Ю0 на одном из месторождений Западной Сибири. После дегазации и обезвоживания нефть фильтровали через пористую среду песчаника с проницаемостью 1,0·10-³ мкм². Нефть считали пригодной к испытаниям, если в процессе фильтрации не наблюдалось затухания.
Изовискозную модель готовили на основе подготовленной нефти путем добавления растворителя (керосин) для доведения вязкости до значения, аналогичного пластовой нефти.
КО-25 (ГОСТ 4753-68) [10], изовискозная модель нефти и рекомбинированная нефть.
Для проведения лабораторных исследований была отобрана проба нефти из пласта Ю0 на одном из месторождений Западной Сибири. После дегазации и обезвоживания нефть фильтровали через пористую среду песчаника с проницаемостью 1,0·10-³ мкм². Нефть считали пригодной к испытаниям, если в процессе фильтрации не наблюдалось затухания.
Изовискозную модель готовили на основе подготовленной нефти путем добавления растворителя (керосин) для доведения вязкости до значения, аналогичного пластовой нефти.
Рекомбинированная проба нефти была подготовлена на основе флюида, отобранного из баженовской свиты на одном из месторождений Западной Сибири. Компонентный состав рекомбинированной пробы нефти определен на основании хроматографического анализа проб газовой и жидкой фаз, полученных при разгазировании пластовых флюидов методом однократной (стандартной) сепарации. Нефть приготавливалась с замешиванием этана, метана и пропан-бутановой газовой фракции, и обладала следующими свойствами:
• вязкость рекомбинированной нефти в пластовых условиях — 1,32 мПа·с;
• давление насыщения нефти газом — 8,5 Мпа;
• плотность нефти в пластовых условиях — 774,2 кг/м3.
• вязкость рекомбинированной нефти в пластовых условиях — 1,32 мПа·с;
• давление насыщения нефти газом — 8,5 Мпа;
• плотность нефти в пластовых условиях — 774,2 кг/м3.
От применения модельной пластовой воды в качестве рабочего флюида было решено отказаться в связи с гидрофобными свойствами пород баженовской свиты [3, 11].
Анализ литературы показал, что создание искусственной остаточной водонасыщенности в модели является некорректным по ряду причин. Во-первых, согласно «Методическим рекомендациям по подсчету запасов...» [9], при отсутствии лабораторных данных коэффициент нефтенасыщенности для баженовских отложений принимается равным 0,95, что подразумевает минимальную (5 %)
водонасыщенность. При этом вода, по данным [3, 7, 11, 12], находится в связанном состоянии внутри структуры породы. Во-вторых, попытки искусственного создания остаточной воды в моделях пористых сред баженовской свиты приводят к затуханию фильтрации пластовой нефти, вплоть до остановки [12].
В-третьих: согласно документу по подсчету запасов нефти [7] одной из ключевых геологических особенностей отложений данных отложений является отсутствие в них свободной воды.
Анализ литературы показал, что создание искусственной остаточной водонасыщенности в модели является некорректным по ряду причин. Во-первых, согласно «Методическим рекомендациям по подсчету запасов...» [9], при отсутствии лабораторных данных коэффициент нефтенасыщенности для баженовских отложений принимается равным 0,95, что подразумевает минимальную (5 %)
водонасыщенность. При этом вода, по данным [3, 7, 11, 12], находится в связанном состоянии внутри структуры породы. Во-вторых, попытки искусственного создания остаточной воды в моделях пористых сред баженовской свиты приводят к затуханию фильтрации пластовой нефти, вплоть до остановки [12].
В-третьих: согласно документу по подсчету запасов нефти [7] одной из ключевых геологических особенностей отложений данных отложений является отсутствие в них свободной воды.
Методология и результаты исследования
Лабораторные исследования по определению проницаемости по жидкости проводились на фильтрационной установке ПИК-ОФП, оснащённой системой автоматического регулирования давления и температуры, что позволяет задавать и поддерживать термобарические режимы, максимально приближенные к пластовым условиям по давлению, температуре и градиенту давления на образце породы.
Методика определения проницаемости производится согласно ОСТ 39-195-86 [13]. В первой серии экспериментов по определению проницаемости в качестве рабочей жидкости использовали керосин марки КО-25.
После создания пластовых условий и начала закачки керосина наблюдалось умеренное снижение проницаемости, не позволивший выйти на стационарный режим фильтрации. Значение проницаемости на момент прекращения закачки керосина через пористую среду составило 0,00015·10-³ мкм² (для модели № 2).
Методика определения проницаемости производится согласно ОСТ 39-195-86 [13]. В первой серии экспериментов по определению проницаемости в качестве рабочей жидкости использовали керосин марки КО-25.
После создания пластовых условий и начала закачки керосина наблюдалось умеренное снижение проницаемости, не позволивший выйти на стационарный режим фильтрации. Значение проницаемости на момент прекращения закачки керосина через пористую среду составило 0,00015·10-³ мкм² (для модели № 2).
Полученные данные согласуются с литературными данными о том, что высокомолекулярные органические соединения (кероген, битум) материнских пород формируют часть каркаса порового пространства [3, 9, 15, 16]. Взаимодействие этих соединений с растворителем (керосином или изовискозной моделью нефти) может приводить к следующим процессам, снижающим проницаемость [17]:
• высвобождение твердых частиц. Растворение битуминозного цемента высвобождает ранее удержанные твердые частицы. Их миграция и закупорка (самокольматация) узких поровых каналов приводят к снижению проницаемости.
• набухание органического вещества. Некоторые органические компоненты могут изменять свою структуру, увеличиваясь в объеме и приобретая пластические свойства, что также уменьшает сечение фильтрационных каналов.
• высвобождение твердых частиц. Растворение битуминозного цемента высвобождает ранее удержанные твердые частицы. Их миграция и закупорка (самокольматация) узких поровых каналов приводят к снижению проницаемости.
• набухание органического вещества. Некоторые органические компоненты могут изменять свою структуру, увеличиваясь в объеме и приобретая пластические свойства, что также уменьшает сечение фильтрационных каналов.
Во второй серии экспериментов в качестве рабочей жидкости применили изовискозную модель нефти, приготовленную разбавлением дегазированной нефти керосином. Результаты измерений проницаемости для этой жидкости представлены на рисунке 2.
Рис. 2. Зависимость относительной проницаемости образца керна от объема закачки флюида
Аналогичное снижение относительной проницаемости фиксируется и при фильтрации изовискозной нефти. Причиной этого, по-видимому, является наличие в ней растворителя, который вызывает описанные выше процессы (дестабилизацию порового каркаса и набухание органического вещества). На графике видна тенденция к стабилизации фильтрации, однако после прокачки каждых 0,5–1 порового объема происходит новое снижение проницаемости. Эксперимент был прекращен при достижении проницаемости 0,0026·10-³ мкм² (для модели № 3) (рис. 2, табл. 2).
Табл. 2. Результаты лабораторных исследований
Для исключения влияния активного растворителя на структуру порового пространства опрессовку системы и создание пластового давления проводили с помощью инертного флюида — азота. В третьей серии экспериментов систему герметизировали и создавали в ней заданное давление азотом. После этого через образец фильтровали рекомбинированную нефть до полной стабилизации проницаемости. График демонстрирует быструю стабилизацию проницаемости, которая достигается уже после фильтрации примерно 2 поровых объемов. Проницаемость образца по рекомбинированной нефти составила 0,001·10-³ мкм² (для модели № 5). Результаты определения проницаемости керна представлены на рисунке 2 и таблице 2. Для наглядности на графике на оси ординат отложена проницаемость по жидкости относительно проницаемости по газу.
Экспериментально доказано, что определение проницаемости пород баженовской свиты с использованием традиционных фильтрующих агентов — керосина и изовискозных моделей нефти — приводит к нестационарной фильтрации. Причина — химическое взаимодействие этих агентов с высокомолекулярными органическими соединениями породы (керогеном, битумами), что вызывает самокольматацию (закупорку поровых каналов) и искажение результатов. Для фильтрационных экспериментов (включая определение коэффициента вытеснения) обосновано применение рекомбинированной нефти. Она минимизирует дестабилизацию порового пространства и позволяет быстро выйти на стационарный режим фильтрации с достоверными значениями проницаемости.
Подтверждено, что кероген и битумы в баженовской свите являются не просто наполнителем, а структурным цементирующим компонентом порового пространства. Их стабильность напрямую зависит от химической совместимости с фильтрующим агентом.
Предложенный подход повышает надежность петрофизической базы для подсчёта запасов и обоснования систем разработки месторождений баженовской свиты. Результаты имеют непосредственную ценность для нефтегазодобывающих компаний, осваивающих трудноизвлекаемые ресурсы Западной Сибири.
Накопление статистически значимого массива данных по проницаемости, измеренной с применением рекомбинированных флюидов, позволит разработать специализированные отраслевые стандарты для баженовской свиты и аналогичных нетрадиционных объектов, а также усовершенствовать нормативные документы в области исследования трудноизвлекаемых запасов.
Подтверждено, что кероген и битумы в баженовской свите являются не просто наполнителем, а структурным цементирующим компонентом порового пространства. Их стабильность напрямую зависит от химической совместимости с фильтрующим агентом.
Предложенный подход повышает надежность петрофизической базы для подсчёта запасов и обоснования систем разработки месторождений баженовской свиты. Результаты имеют непосредственную ценность для нефтегазодобывающих компаний, осваивающих трудноизвлекаемые ресурсы Западной Сибири.
Накопление статистически значимого массива данных по проницаемости, измеренной с применением рекомбинированных флюидов, позволит разработать специализированные отраслевые стандарты для баженовской свиты и аналогичных нетрадиционных объектов, а также усовершенствовать нормативные документы в области исследования трудноизвлекаемых запасов.
Для низкопроницаемых нефтематеринских коллекторов баженовской свиты экспериментально доказана неприемлемость стандартных методов по определению проницаемости. Использование керосина и изовискозных моделей нефти приводит к нестационарной фильтрации из-за химического взаимодействия с органическим веществом породы (керогеном, битумами), что провоцирует самокольматацию и становится причиной искажения результатов. В качестве оптимального рабочего флюида для фильтрационных экспериментов, таких как коэффициент вытеснения, обосновано применение рекомбинированной нефти.
Результаты проведенных экспериментов подтвердили, что высокомолекулярные органические соединения в баженовской свите выступают не просто наполнителем, а структурным, цементирующим компонентом порового пространства, чья стабильность напрямую зависит от химической совместимости с фильтрующим агентом.
С учетом доказанной роли органического вещества и наличия в породах связанной воды, для получения достоверных фильтрационно-емкостных характеристик рекомендуется проводить изучение проницаемости по нефти на образцах с сохраненным нефтеводонасыщением (до экстракции). Такой подход позволяет:
• сохранить хрупкое равновесие в системе «порода – органическое вещество — связанная вода»;
• предотвратить деформацию или разрушение цементирующего органического комплекса при контакте с экстрагирующими агентами.
Предложенный подход к оценке проницаемости породы с применением рекомбини-
рованной нефти обеспечивает повышение надежности петрофизической базы для подсчета запасов и обоснования систем разработки месторождений баженовской свиты. Полученные результаты имеют непосредственное практическое значение для нефтегазодобывающих компаний, осуществляющих освоение трудноизвлекаемых ресурсов Западной Сибири.
В долгосрочной перспективе полученные результаты могут быть использованы при совершенствовании регламентирующих документов в области исследования трудноизвлекаемых запасов. Накопление статистически значимого массива данных по проницаемости, измеренной с применением рекомбинированных флюидов, позволит разработать специализированные отраслевые стандарты для баженовской свиты и аналогичных нетрадиционных объектов.
Результаты проведенных экспериментов подтвердили, что высокомолекулярные органические соединения в баженовской свите выступают не просто наполнителем, а структурным, цементирующим компонентом порового пространства, чья стабильность напрямую зависит от химической совместимости с фильтрующим агентом.
С учетом доказанной роли органического вещества и наличия в породах связанной воды, для получения достоверных фильтрационно-емкостных характеристик рекомендуется проводить изучение проницаемости по нефти на образцах с сохраненным нефтеводонасыщением (до экстракции). Такой подход позволяет:
• сохранить хрупкое равновесие в системе «порода – органическое вещество — связанная вода»;
• предотвратить деформацию или разрушение цементирующего органического комплекса при контакте с экстрагирующими агентами.
Предложенный подход к оценке проницаемости породы с применением рекомбини-
рованной нефти обеспечивает повышение надежности петрофизической базы для подсчета запасов и обоснования систем разработки месторождений баженовской свиты. Полученные результаты имеют непосредственное практическое значение для нефтегазодобывающих компаний, осуществляющих освоение трудноизвлекаемых ресурсов Западной Сибири.
В долгосрочной перспективе полученные результаты могут быть использованы при совершенствовании регламентирующих документов в области исследования трудноизвлекаемых запасов. Накопление статистически значимого массива данных по проницаемости, измеренной с применением рекомбинированных флюидов, позволит разработать специализированные отраслевые стандарты для баженовской свиты и аналогичных нетрадиционных объектов.
1. Теленков В.М., Хаматдинов Р.Т. Возможности современного комплекса ГИС по детальному изучению пород баженовской свиты // Каротажник. 2014. № 3. С. 3–17.
2. Алексеев А.Д. Методы прогноза и оценки свойств пласта в условиях его разработки с помощью технологии ГРП // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 2018. SPE‑191679‑RU.
3. Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала. Москва: ГЕОС, 2017. 246 с.
4. API RP 40. Recommended practices for core analysis. 1998. (In Eng).
5. Klinkenberg L.J. The permeability of porous media to liquids and gases. API Drilling and Production Practice, 1941, issue 2, P. 200–213. (In Eng).
6. Sondergeld C.H., Newsham K.E., Comisky J.T. et al. Petrophysical considerations in evaluating and producing shale gas resources. SPE Unconventional Gas Conference. Pittsburgh, Pennsylvania, USA, 2010, SPE 131768. (In Eng).
7. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти в отложениях баженовского горизонта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. ФБУ ГКЗ, 2021. 19 с.
8. ГОСТ 26450.0-85 Породы горные Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. 1986. 6 c.
9. Немова В.Д., Асташкин Д.А., Гаврилов С.С. Методические особенности комплексных литолого-петрофизических исследований отложений баженовской свиты // Геология нефти и газа. 2013. № 2 С. 38–45.
10. ГОСТ 4753-68 Керосин осветительный. Технические условия. 1968.
11. Казак Е.С., Харитонова Н.А., Казак А.В. Минерализация и макрокомпонентый состав поровых вод пород баженовской, ачимовской и георгиевской свит (по данным водных вытяжек) // Вестник московского университета. Серия 4: Геология. 2018. № 5. С. 100–110.
12. Ушакова А.С., Ситников А.Н., Мухина Е.Д. и др. Особенности воздействия взаимных растворителей на низкопроницаемые породы баженовской свиты // Нефтепромысловое дело. 2024. № 6. С. 22–30.
13. ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. 1986. 20 с.
14. Глотов А.В., Скрипкин А.Г., Молоков П.Б., Михайлов Н.Н. Остаточная водонасыщенность нефтематеринских пород баженовской свиты // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2022. № 3. С. 40–46.
15. Мухина Е., Аскарова А. Развернутая модель углеводородного насыщения пласта нетрадиционного месторождения. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 2019.
16. Соболева Е.В. Формирование состава нефтей пласта Ю0 баженовской свиты салымского месторождения // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 2.
С. 144–154.
17. Боронин С.А., Яковлев А.А. и др. Моделирование приемистости нагнетательных скважин с учетом повреждения проницаемости прискважинной зоны на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 2017.
SPE 187806.
2. Алексеев А.Д. Методы прогноза и оценки свойств пласта в условиях его разработки с помощью технологии ГРП // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 2018. SPE‑191679‑RU.
3. Калмыков Г.А., Балушкина Н.С. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала. Москва: ГЕОС, 2017. 246 с.
4. API RP 40. Recommended practices for core analysis. 1998. (In Eng).
5. Klinkenberg L.J. The permeability of porous media to liquids and gases. API Drilling and Production Practice, 1941, issue 2, P. 200–213. (In Eng).
6. Sondergeld C.H., Newsham K.E., Comisky J.T. et al. Petrophysical considerations in evaluating and producing shale gas resources. SPE Unconventional Gas Conference. Pittsburgh, Pennsylvania, USA, 2010, SPE 131768. (In Eng).
7. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти в отложениях баженовского горизонта Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. ФБУ ГКЗ, 2021. 19 с.
8. ГОСТ 26450.0-85 Породы горные Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. 1986. 6 c.
9. Немова В.Д., Асташкин Д.А., Гаврилов С.С. Методические особенности комплексных литолого-петрофизических исследований отложений баженовской свиты // Геология нефти и газа. 2013. № 2 С. 38–45.
10. ГОСТ 4753-68 Керосин осветительный. Технические условия. 1968.
11. Казак Е.С., Харитонова Н.А., Казак А.В. Минерализация и макрокомпонентый состав поровых вод пород баженовской, ачимовской и георгиевской свит (по данным водных вытяжек) // Вестник московского университета. Серия 4: Геология. 2018. № 5. С. 100–110.
12. Ушакова А.С., Ситников А.Н., Мухина Е.Д. и др. Особенности воздействия взаимных растворителей на низкопроницаемые породы баженовской свиты // Нефтепромысловое дело. 2024. № 6. С. 22–30.
13. ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. 1986. 20 с.
14. Глотов А.В., Скрипкин А.Г., Молоков П.Б., Михайлов Н.Н. Остаточная водонасыщенность нефтематеринских пород баженовской свиты // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2022. № 3. С. 40–46.
15. Мухина Е., Аскарова А. Развернутая модель углеводородного насыщения пласта нетрадиционного месторождения. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 2019.
16. Соболева Е.В. Формирование состава нефтей пласта Ю0 баженовской свиты салымского месторождения // Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 2.
С. 144–154.
17. Боронин С.А., Яковлев А.А. и др. Моделирование приемистости нагнетательных скважин с учетом повреждения проницаемости прискважинной зоны на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. 2017.
SPE 187806.
Сиротинский А.С., Гайсин М.Р.,
Габидуллин Т.Р., Гайсина А.Ш.
Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе — БашНИПИнефть (ОГ ПАО «НК» Роснефть»),
Уфимский университет науки и технологий
sirotinskyas@rn-gir.rosneft.ru
Габидуллин Т.Р., Гайсина А.Ш.
Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе — БашНИПИнефть (ОГ ПАО «НК» Роснефть»),
Уфимский университет науки и технологий
sirotinskyas@rn-gir.rosneft.ru
Объект исследования — цилиндрические образцы керна кремнисто-глинистых пород баженовской свиты (пласт ЮС₀, месторождение Западной Сибири) с газопроницаемостью 0,24–1,07×10-³ мкм². В качестве рабочих флюидов использовали: керосин КО-25 (ГОСТ 4753-68), изовискозную модель нефти (дегазированная нефть + керосин) и рекомбинированную нефть, приготовленную из пластового флюида с добавлением этана, метана и пропан-бутана (вязкость 1,32 мПа·с, давление насыщения 8,5 МПа, плотность 774,2 кг/м³). От воды отказались из-за гидрофобности породы.
Эксперименты проводили на установке ПИК-ОФП (Россия) при пластовых термобарических условиях. Фильтрационные эксперименты проводились в термобарических условиях
при стационарном режиме.
Эксперименты проводили на установке ПИК-ОФП (Россия) при пластовых термобарических условиях. Фильтрационные эксперименты проводились в термобарических условиях
при стационарном режиме.
баженовская свита, нефтематеринский коллектор, проницаемость, керн, кероген, рекомбинированная нефть, самокольматация, фильтрационный эксперимент, экстракция
Сиротинский А.С., Гайсин М.Р., Габидуллин Т.Р., Гайсина А.Ш. Некоторые аспекты определения проницаемости керна баженовской свиты в лабораторных условиях // Экспозиция Нефть Газ.
2026. № 2. С. 38–42. DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-38-42
2026. № 2. С. 38–42. DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-38-42
13.03.2026
УДК 552.08
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-38-42
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-38-42
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84