На фоне постепенного истощения запасов нефти, содержащейся в традиционных породах-коллекторах, все больший интерес представляют месторождения, относящиеся к сложным трудноизвлекаемым запасам (ТрИЗ). Такие месторождения отличаются неблагоприятными условиями извлечения нефти с точки зрения геологического залегания и физических свойств коллектора или свойств самой нефти, но обладают значимым потенциалом по добыче углеводородов. Разработка таких нетрадиционных коллекторов требует особого индивидуального подхода, применения новых технологий и дополнительных капиталовложений.
Так, большая доля общих запасов нефти, относящихся к категории ТрИЗ, приходится на низкопроницаемые и/или глиносодержащие коллекторы. Такие объекты характеризуются сложным геологическим и литологическим строением, а также низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), которые в процессе разработки могут еще более снижаться.

Одним из распространенных методов разработки глинистых залежей является вытеснение нефти из продуктивных пластов посредством заводнения и поддержания пластового давления (ППД). Однако, как показывает практика, технология может оказаться малоэффективной, особенно в зонах ухудшенных ФЕС, и при закачивании в пласт слабоминерализованной воды приводить к значительному снижению проницаемости коллектора вплоть до нулевых значений.
Основной причиной, приводящей к негативным последствиям в процессе разработки и эксплуатации глинистых месторождений, является контакт глинистых минеральных частиц с технологическими жидкостями на водной основе. Глинистые минералы преимущественно представлены группой тонкодисперсных частиц различных слоистых алюмосиликатов с частичным замещением алюминия ионами железа и магния (размер частиц не более 10 мкм). В обычных условиях для породы характерно установившееся равновесное состояние между присутствующей водной средой и глинистыми минералами. На разных этапах технологического процесса происходит сложное взаимодействие между технологическими жидкостями и глинистыми минералами, нарушается ионное равновесие и реализуется основная особенность глин — их способность к ионному обмену и, как следствие, набуханию за счет ускорившегося встраивания молекул воды в их межслоевое пространство. Набухший и увеличившийся в размерах глинистый цемент может сохраняться на зернах породы или отрываться и мигрировать (диспергация). И в том и в другом случае за счет закупоривания пор и каналов происходит ограничение потока флюида и уменьшение проницаемости пласта. В некоторых случаях возможна полная кольматация коллектора, что приводит к деградации продуктивных пластов и изменениям в выработке нефти. Динамика этого процесса определяется минералогическим составом глин, их индивидуальными свойствами и химическим составом закачиваемой жидкости [1].

Такие глинистые минералы, как каолинит, хлорит, иллит и гидрослюда, являются наименее набухающими, т.к. за счет жесткой кристаллической решетки слабо взаимодействуют с водой. Глинистые минералы с подвижной решеткой, к которым относятся и смешаннослойные образования, характеризуются наибольшей способностью к набуханию. Смешаннослойные минералы (ССМ) образуются в результате упорядоченного или неупорядоченного чередования набухающих и ненабухающих структурных слоев: монтмориллонит-гидрослюда, слюда-
хлорит, каолинит-монтмориллонит-гидрослюда. У таких минералов связь между слоями менее прочная и обусловлена молекулярными силами. Поэтому в них происходит больший обмен катионами и, как следствие, более активное взаимодействие с молекулами воды. Смешаннослойные образования являются самыми широко распространенными среди глинистых минералов.
На практике можно столкнуться с рядом проблем, являющихся следствием набухания и диспергации глин. Так, например, при бурении скважин под влиянием флюидов на водной основе пластинчатые глинистые породы набухают и теряют свою устойчивость, что может привести к полной потере контроля над устойчивостью скважины [2, 3].

Также глинодиспергация приводит к постепенному снижению проницаемости в призабойной зоне. Для решения этой проблемы проводится периодическая обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ) с использованием глинокислотных смесей, в состав которых входит соляная и плавиковая кислота (и ее модификации), действующая негативно на окружающую среду и человека. Кроме того, такие обработки не дают длительного положительного эффекта и требуют периодического повторения.
В основном снижение проницаемости происходит, когда закачиваемая вода менее минерализована, чем пластовая. Положительного эффекта можно добиться увеличением степени минерализации и варьированием состава закачиваемой воды [4, 5]. По мере увеличения минерализации закачиваемого флюида скорость набухания замедляется. Изменение в химическом составе водной среды путем добавления неорганических солей, содержащих многовалентные катионы, также способствует стабилизации глин за счет изменения типа и количества обменных катионов в кристаллической решетке глинистых частиц. Таким образом, набухшую глину можно вернуть практически в исходное состояние.

Одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи глиносодержащих пластов является регулирование свойств глинистых минералов с помощью глиностабилизирующих реагентов, добавление которых в технологические жидкости препятствует набуханию за счет адсорбции последних на поверхности глинистых частиц. В качестве таких добавок можно использовать растворы полимеров или полиэлектролитов [6].
В данной работе мы рассмотрели новый подход к решению проблемы снижения проницаемости коллектора, скорости фильтрации, нефтеотдачи при разработке методом ППД путем добавления ингибитора глины в нагнетаемую воду.

Для изучения был выбран керновый материал, полученный из скважин, расположенных на месторождениях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Рассмотрены отложения нижнего отдела меловой системы, представленные глубоководными морскими отложениями, сформированными в условиях региональной трансгрессии в берриас-валанжинское время (нижняя часть сортымской свиты). Сортымская свита по литологическому составу подразделяется на несколько толщ: в основании — подачимовская толща, представленная аргиллитоподобными глинами, выше по разрезу свиты выделяется опесчаненная ачимовская толща, перспективность которой в нефтегазоносном отношении в пределах месторождения доказана результатами испытаний многих скважин.
Ачимовские отложения являются сложнопостроенными объектами, характеризующимися высокой литологической неоднородностью, невыдержанными мощностями слоев, и представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов клиноформенного характера залегания, сформированными в условиях склона шельфа. Толщина изменяется от 70 до 91 м. Покрышкой ачимовской толщи служат глинистые отложения сортымской свиты.

Данные отложения характеризуются хорошей пористостью — до 17,9 % и проницаемостью не более 2·10^-3 мкм², что относит нефть из конкретной залежи углеводородного сырья к ТрИЗ и делает их наиболее интересными для изучения.
В ходе исследований были рассмотрены песчаники глинистые, алевролиты глинистые и сильноглинистые и аргиллиты ачимовских отложений. Был проведен комплекс лабораторных исследований порядка 510 образцов керна.
Основным и наиболее достоверным методом, позволяющим определить и количественно оценить минералогический состав породы, является рентгеноструктурный анализ (РСА). По минеральному составу породы полимиктовые.
Минеральный состав ачимовской толщи изучаемого объекта представлен в таблице 1. Породы сложены кварцем, калиевыми и натриевыми полевыми шпатами, по единичным образцам содержание карбонатов составляет порядка 25 %. Образцы глинистые, сильноглинистые до аргиллитов, по объекту распределение глинистого материала происходит неравномерно
от 10 до 57 % — большую долю занимают гидрослюдистые и ССМ, хлорит и каолинит представлены в меньшей степени.

ССМ сложны в идентификации, поэтому были проведены дополнительные исследования методом РСА для уточнения минерального состава глин. Согласно полученным результатам для изучаемого объекта соотношение гидрослюды и смешаннослойных глин составляет 71:29. Содержание ССМ в образцах составляет от 1 до 10 %. По количественному распределению ССМ в породе нами были выделены три основные группы образцов керна (табл. 2).
С целью изучения структуры порового пространства, а также определения элементного состава минералов широко применяется метод растровой электронной
микроскопии (РЭМ) с системой рентгеновского энергодисперсионного микроанализа, который позволяет проводить исследование поверхности образцов с высоким разрешением и одновременно полуколичественно определять содержание химических элементов, а также выявлять изоморфные замещения в структуре кристаллов [7].

На полученных РЭМ-изображениях (рис. 1) отмечено, что в изучаемых образцах породы пустотное пространство практически полностью заполнено глинистым цементом. Видны контуры пачек пластинчатых шестигранников каолинита, которые преимущественно располагаются в свободных межзерновых порах и поровых каналах. Гидрослюды и смешаннослойные глинистые минералы чаще всего обволакивают зерна сплошными или прерывистыми пленками и имеют меньший размер агрегатов по сравнению с каолинитом.

Гидрослюды (иллиты) представляют собой удлиненные нитевидные образования, смешаннослойные представлены в виде микроагрегатов тонко-микрозернистой размерности. Реже встречаются изометричные листовидные частицы хлорита. Таким образом, свободное пустотное пространство преимущественно представлено межмикроагрегатными порами глинистого материала.
Данные микрозондового анализа (рис. 1) позволяют оценить содержание катионов в глинистых минералах, которые и определяют степень гидрофильности глинистого минерала. Так, установлено [8], что активность вытеснения катионов снижается с уменьшением их валентности в соответствии со следующим рядом: K⁺ > Na⁺ > Ca²⁺ > Mg²⁺. Большей емкостью катионного обмена обладают одновалентные катионы калий и натрий, а двухвалентные в меньшей степени. Двухвалентные катионы (Ca и Mg) увеличивают силу притяжения между пакетами, т.е. уменьшают количество связанной межслоевой воды. Одновалентные же катионы (K и Na) обладают меньшей силой адсорбционного притяжения, что позволяет намного большему количеству воды проникать между слоями глинистых минералов [9]. К примеру, натриевый монтмориллонит обладает в разы большей способностью к набуханию, чем кальциевый.

Кроме распределения, количественного содержания и типа глинистых минералов в породе важным фактором, влияющим на набухание и проницаемость, является состав флюида. Согласно литературным данным, набухаемость глин увеличивается с уменьшением минерализации воды [4].
С целью определения влияния минерализации воды на набухаемость глин с разным минералогическим составом нами были проведены исследования по оценке набухаемости породы объемным методом (метод Жигача-Ярова). Для исследований образцы измельчаются в ступке и последовательно просеиваются через сита, после чего отбирается фракция размерностью 0,074 мм, а количество поглощенной глинистыми минералами жидкости регистрируется во времени по увеличению объема образца.

По мере набухания глинистых частиц объем пробы изменяется со временем. В процессе опыта снимают показания индикатора с точностью до 0,01 мм через 5, 15, 25, 35, 45, 55 сек., 2, 5, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 60, 90 мин., далее через 2, 3, 4, 6, 8, 24 часа до достижения предельного максимального значения. В зависимости от скорости набухания породы общее время опыта может корректироваться в большую или меньшую сторону.
Набухаемость вычисляют по отношению объема набухшего керна к его первоначальному объему:

Было показано и подтверждено, что на набухаемость влияет как состав глинистого материала, так и степень минерализации закачиваемой жидкости. Для всех трех групп образцов характерно увеличение набухаемости при использовании слабоминерализованной воды. Наибольшая набухаемость у образцов с преобладающим содержанием смешаннослойных минералов (рис. 2).

Набухание, в свою очередь, отрицательно влияет на проницаемость [10]. Для оценки степени влияния набухаемости глинистых минералов на проницаемость были проведены и проанализированы фильтрационные лабораторные исследования с использованием воды различной минерализации: пластовой (18,6 г/л), слабоминерализованной (9,3 г/л) и пресной (0,05 г/л). Фильтрационные исследования проводились на установке ПИК-ОФП (АО «Геологика», РФ) в соответствии с методикой организации. Фильтрация через образец проводилась водой заданной минерализации в объеме достаточном для достижения установившегося режима фильтрации (порядка 10 поровых объемов). После стабилизации перепада давления на входе и выходе кернодержателя производилось не менее трех замеров проницаемости, среднее значение которой принималось за базовое. Объемная скорость подачи жидкости в образец выбиралась исходя из ожидаемых скоростей фильтрации рабочего агента на принятой системе разработки изучаемого объекта.

Опыт по оценке влияния степени минерализации закачиваемой воды на фильтрационные свойства породы с содержанием ССМ до 3 % (группа 2) показал, что наибольшая проницаемость была достигнута при фильтрации пластовой водой (большей минерализации), что представлено на рисунке 3.

С целью минимизации отрицательного влияния набухаемости и диспергирования глин на проницаемость породы в процессе эксплуатации объекта разработки нами было предложено применять ингибирующие реагенты. В настоящее время они нашли применение в качестве компонентов буровых растворов и гелей гидравлического разрыва пласта (ГРП), но не получили широкого применения в методах поддержания пластового давления.
В лабораторных условиях целесообразность и эффективность применения ингибирующих реагентов можно оценить методом стационарной фильтрации. Для проведения исследований по определению влияния ингибиторов глин на проницаемость породы по воде были отобраны образцы с различным распределением ССМ из группы 2 и группы 3, имеющие схожий литологический состав внутри каждой группы.
Фильтрационные исследования проводились на цилиндрических образцах керна, предварительно насыщенных моделью пластовой воды. После насыщения образцы помещались в кернодержатель фильтрационной установки и в течение 24 часов выдерживались при термобарических условиях залегания пласта.

Определение изменения проницаемости керна для образцов группы 2 (среднее содержание ССМ) в процессе фильтрации минерализованной воды без добавления ингибитора (рис. 4). Общая глинистость образца — 14 %, доля ССМ — 2,0 %. Начальная проницаемость (Кнач) по минерализованной воде составила 0,052·10^-3 мкм². В процессе фильтрации наблюдается постепенное снижение проницаемости, которая после прокачки минерализованной воды в объеме около 40 поровых объемов составила 0,045·10^-3 мкм². Таким образом, проницаемость ухудшилась на 13,5 % от начального значения.

Определение проницаемости керна для образцов группы 2 при закачке минерализованной воды с добавлением 2 % ингибитора (рис. 5). Общая глинистость образца — 16 %, доля ССМ — 2,1 %. Начальная проницаемость (Кнач) составила 0,043·10^-3 мкм2.
Далее прокачена минерализованная вода с добавлением 2 % ингибитора в объеме равном одному поровому объему. Для получения максимального эффекта образец выдерживался в течение суток, после чего была продолжена фильтрация минерализованной воды (без ингибитора). После прокачки минерализованной воды в количестве 40 поровых объемов фиксировались значения давления и определена проницаемость. После обработки образца ингибитором проницаемость увеличилась до 0,047·10^-3 мкм², что соответствует увеличению проницаемости на 9,3 %.

Определение проницаемости керна для группы 3 (максимальное содержание ССМ) при закачке минерализованной воды с добавлением 2 % ингибитора (рис. 6). Общая глинистость образца — 22 %, доля ССМ — 5,0 %.
Начальная проницаемость (Кнач) составила 0,066·10^-3 мкм². Далее прокачена минерализованная вода с добавлением 2 % ингибитора в объеме равном одному поровому объему. Образец выдерживался в течение суток, после чего была продолжена фильтрация минерализованной воды (без ингибитора). После прокачки минерализованной воды в количестве 40 поровых объемов определялась проницаемость. После обработки образца ингибитором проницаемость увеличилась до 0,150·10^-3 мкм², что соответствует увеличению проницаемости на 127,3 %.

Опыт 1 показал, что при прокачке минерализованной воды через породу, содержащую
ССМ (группа 2), происходит ухудшение ее фильтрационно-емкостных свойств, что, как отмечалось выше, связано с рядом процессов, происходящих в межслоевом пространстве набухающих глин, входящих также и в состав смешаннослойных образований. Набухание глин и, как следствие, их дальнейшее диспергирование приводят к значительной кольматации порового пространства.
В опытах 2 и 3 наглядно видно, что добавление ингибитора глин положительно сказывается на проницаемости породы. Независимо от количества ССМ в породе (группа 2 или 3) проницаемость возрастает, при этом для группы 3 с максимальной долей ССМ в породе эффект наиболее выражен. Кроме того, проницаемость не снижалась до конца проведения эксперимента, что говорит о том, что действие ингибитора имеет пролонгированный характер.