По внешнему виду известняки черные, интенсивно и равномерно пропитаны густой нефтью. По данным глубинных проб нефти турнейской залежи Аллагуловского месторождения по всем параметрам отличаются от нефтей аналогичных 16 залежей Пермской области, особенно по вязкости и содержанию асфальто-смолистых компонентов (таблица).

Анализ коллекторских свойств показал, что по пористости и проницаемости отложения Аллагуловского месторождения и месторождений Пермской области близки. Различие состоит лишь в том, что при несколько лучших емкостных свойствах первых (средняя пористость 0,122 и 0,116 соответственно) фильтрационные свойства, наоборот, хуже (0,027 и 0,061 мкм² соответственно). Отложения Аллагуловского месторождения характеризуются также четко выраженной неоднородностью коллекторов по распределению остаточной водонасыщенности. Высокие значения проницаемости соответствуют водорослево- и детритно-комковатым известнякам, а низкие – обломочным разностям.

Отложения Аллагуловского месторождения по проницаемости и гидрофобности резко различаются по остаточной водонасыщенности (рис. 1). Распределение остаточной водонасыщенности у них двухвершинное и отвечает двум различным выборкам, повторяя особенности распределения проницаемости. Встречаемость коллекторов с низкой и высокой остаточной водой равновероятна, тогда как в месторождениях Пермской области преобладают коллекторы с более низкой остаточной водой.

Различие пород по гидрофобности сильно отразилось на зависимостях остаточной водонасыщенности (Ко.в) от проницаемости (Кпр.г) и комплексного параметра, учитывающего пористость (Кп) и проницаемость одновременно ((Кпр.г/Кп)^0,5). Соответствующие уравнения зависимостей

характеризуются высокой коррелируемостыо параметров и могут уверенно использоваться для сравнительного анализа. Например, при одинаковой проницаемости в отложениях Аллагуловского месторождения остаточной воды содержится значительно больше, чем при различной проницаемости, причем разница эта увеличивается по мере ухудшения проницаемости. Например, проницаемостям 0,1–0,01–0,001–0,0002 мкм² соответствуют значения остаточной водонасыщенности для отложений Аллагуловского месторождения: 0,165– 0,313–0,596–0,933, для отложений месторождений Пермской области: 0,123–0,219–0,391– 0,585. Такое соотношение пород по остаточной воде, казалось бы, не согласующееся с их высокой гидрофобностью, можно объяснить только одновременным влиянием структуры порового пространства, химическим составом поверхности пород и формы нахождения остаточной воды. По причине гидрофобности отложений Аллагуловского месторождения остаточная вода формируется преимущественно в крупных порах в виде изолированных между собой и от стенок пор отдельных глобул. При исследовании аналогичных пород месторождений Татарии получены такие же зависимости [1]. В силу этого вытеснение остаточной воды через пережимы пор (поровые каналы) затруднено, что благоприятствует защемлению воды в крупных порах, а не в мелких, как это происходит в более гидрофильных породах. Защемление воды возрастает по мере увеличения отличия размеров пор и каналов. Именно по этой причине при ухудшении коллекторских свойств, например проницаемости, наблюдается постепенное увеличение остаточной водонасыщенности пород.

Гидрофобность порового пространства оказала существенное влияние и на электрические свойства пород. Так, зависимость параметра пористости от пористости (рис. 2) отложений Аллагуловского месторождения значительно отклоняется от аналогичной зависимости отложений месторождений Пермской области по мере ухудшения коллекторских свойств. Обусловлено это увеличением сопротивления водонасыщенной породы по причине нарушения непрерывности водной пленки, поскольку мелкие поры заполнены нефтью, а часть поверхности крупных пор покрыта углеводородной пленкой.

Изучение относительных проницаемостей гидрофобных пород по воде (Кв) и нефти (Кн) проведено на примере нескольких характерных образцов (рис. 3). Проницаемость рассчитана по методу Бурдайна согласно кривым капиллярного давления, полученным центрифугированием. При сравнении кривых относительных проницаемостей гидрофобных образцов месторождений Пермской области и Аллагуловского месторождения первые смещены по оси водонасыщенности (Кв) влево. В большей степени это свойственно кривым проницаемости по воде. Особенно следует подчеркнуть, что область совместной фильтрации флюидов узкая и ограничена по оси Кв диапазоном 0,475– 0,625. Значение Кв, при котором относительные проницаемости нефти и воды равны, составляют 0,60. Это свидетельствует о том, что в таких коллекторах переход от безводного периода эксплуатации может быть резким и вероятны случаи прорыва воды. У образцов месторождений Пермской области совместная фильтрация флюидов наблюдается в более широком интервале водонасыщенности 0,42–0,74, а равенство значений Кн и Кв соответствует водонасыщенности 0,66.

Экспериментальные данные двух опытов в случае сопоставимых коллекторских свойств и нефтей приведены на рис. 4. По образцам Аллагуловского месторождения опыт был продублирован, значения коэффициентов вытеснения практически совпали. Максимальный перепад давления на модели гидрофобных образцов в процессе вытеснения водой не превышал 0,25 МПа, а при нагнетании нефти составил 10 МПа. Конечный коэффициент вытеснения при плотности нефти 0,92 г/см³, вязкости 60 мПа-с и средней проницаемости модели 0,085 мкм² достиг 0,524.

У образцов турнейских отложений месторождений Пермской области при близких средней проницаемости 0,078 мкм², плотности нефти 0,914 г/см³ и вязкости 49 мПа-с конечный коэффициент вытеснения выше 0,58. В процессе вытеснения при всех объемах прокачки вытесняющей жидкости промежуточные значения коэффициента вытеснения также выше. Кроме того, максимальный перепад давления при вытеснении водой составляет 1,27 МПа, а давление нагнетания нефти – 6 МПа.

Опыты показали, что у гидрофобных образцов Аллагуловского месторождения, как коэффициент вытеснения, так и давление нагнетания воды значительно меньше, а давление нагнетания нефти намного больше. Фильтрация нефти в них значительно затруднена ввиду более сильного взаимодействия нефти с породой, сужения из-за этого эффективного сечения фильтрующих поровых каналов и дополнительного сопротивления за счет остаточной воды в крупных порах. По этим же причинам вода в таких породах слабо взаимодействует с породой и поэтому фильтруется при значительно меньших перепадах давления.

1. Некоторые результаты оценки влияния способов экстракции нефтенасыщенных карбонатных пород на их коллекторские свойства / Н. Ш. Хайрединов, А. А. Губайдуллин, Е. А. Юдинцев, С. А. Блинов // Труды ТатНИПИнефть.– Вып. 60.– Бугульма.– 1987.– С. 103–109.
2. Тульбович Б. И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа.– М.: Недра.– 1979.
3. Хайрединов Н. Ш., Кукушкина Е. А., Рахманкулов Д. Л. Новые представления о химическом составе поверхности порового пространства нефтяных коллекторов // Докл. АН СССР.– 1985.– Т. 282.– № 5.– С. 1183–1185.
4. Шалин П. А. Влияние естественной характеристики битуминозных пород-коллекторов уфимских отложений на их прочность.– Труды ТатНИПИнефть.– Вып. 48.– Бугульма.– 1986.–С. 12–14.

An integrated detailed study of high-viscosity oil reservoirs has been conducted in comparison with the properties of rocks containing light oils, with particular reference to the Tournaisian productive sediments of the Allagulov field in the Ulyanovsk province. The results of these investigations indicate a significant influence of the composition of oils, saturating pore space, on the physico-chemical properties of the surface of pores and channels which, in turn, leads to the change in the integral petrophysical characteristics of reservoir rocks and to the need to take account of the degree of surface nonwettability when substantiating, from cores, the parameters used to evaluate recoverable hydrocarbon reserves.

п – частота встречаемости значений остаточной водонасыщенности

РИС. 2. ЗАВИСИМОСТИ ПАРАМЕТРА ПОРИСТОСТИ (Р_П) ОТ ПОРИСТОСТИ ПОРОД (К_П).
Усл. обозн. см. на рис. 1

Образец: а – Кпр.г =0,031 мкм², Кп =0,126 доли ед.; б – Кпр.г=0,019 мкм², Кп=0,113 доли ед. Усл. обозн. см. на рис. 1

Опыты: 1 – 1-й, 2 – 2-й. Усл. обозн. см. на рис. 1