С каждым годом увеличивается количество скважин с более сложным строением коллектора, обусловленным увеличением глубины бурения скважины и наличием сложной каверно-трещинно-поровой структуры пустотного пространства и неоднородным литологическим составом пород [1].

Для определения коэффициента пористости по газу и по жидкости были выбраны отложения пластов Ю, представленные горной породой из двух скважин, пробуренных на территории Ямало-Ненецкого автономного округа и стратиграфически приуроченные к васюганской свите верхней юры (пласт Ю1) и тюменской свите средней юры (пласты Ю2 и Ю3).

Пласт Ю1 васюганской свиты верхней юры вскрыт в интервалах 3139,00–3166,98 м
и 3203,00–3233,42 м. Толща представлена песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Также присутствуют участки тонкого переслаивания, в пределах которых мощности прослоев составляют от миллиметра до 10 см. Комплекс пород из пластов Ю2 и Ю3 представлен терригенными и глинистыми разностями и вскрыт в интервалах глубин 3280,00–3318,50 м и 3345,00–3349,87 м. Породы представлены преимущественно песчаниками и алевролитами, с редкими прослоями аргиллитов и участками тонкого переслаивания.

В качестве характерной особенности исследуемого керна следует отметить наличие повсеместного переслаивания пород, а также примесь железистых минералов в виде пирита и сидерита. Сидерит аутигенный и присутствует в количестве от 1–7 %. Единично его содержание достигает 20 %. Он образуется как вторичный минерал по кальциту и гидрослюде, а участками выполняет роль цемента. Значительно меньше (1–2 %, иногда до 6 %) наблюдается аутигенный пирит. Присутствует он преимущественно в виде мелких конкреций 0,02–0,1 мм в диаметре, а также в виде стяжений неправильной формы размером до 2,5×6 см. Иногда наблюдаются скопления кристаллов пирита в порах. Единично обнаружены прослои и линзы кристаллов пирита.

Заниженные значения пористости (до 4 %) в исследуемых породах являются следствием вторичных процессов, преимущественно кальцитизации и сидеритизации. В качестве объекта исследования были выбраны именно ожелезненные образцы горных пород месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

К наиболее важным фильтрационно-емкостным свойствам горных пород-коллекторов, характеризующим способность вмещать в себя нефть, газ и воду, влияющим на количественный подсчет запасов углеводородов, относят пористость [2]. В петрофизических лабораториях при изучении образцов керна потенциально нефтяных пород в первую очередь определяют коэффициент открытой пористости (Кп) газоволюметрическим методом и методом насыщения по Преображенскому [3].

Была проведена серия опытов по определению коэффициентов открытой пористости на цилиндрических образцах диаметром 30 мм. Моделью пластовой воды для насыщения при определении коэффициента открытой пористости по воде (Кпв) служил раствор хлорида натрия, концентрация которого соответствовала общей концентрации солей в воде пластов Ю1, Ю2 и
Ю3 — 26 г/л. В качестве вытесняющего агента при газоволюметрическом определении коэффициента линейной открытой пористости по газу (Кпг) использовали гелий.

Среди наиболее часто встречающихся причин расхождения Кпв и Кпг можно выделить следующие. Измерение линейной пористости по газу при давлении обжима 3,45–4,83 МПа, что приводит к сжатию порового пространства и снижению значений пористости по газу. В этом случае будут наблюдаться систематические расхождения результатов для литологически схожих образцов. Также следует учесть, что результаты определения пористости по гелию с обжимом могут быть занижены для образцов крупнозернистых литологических структур, имеющих трещины и каверны, и связано это с отклонением образцов от правильной геометрической формы.

Наличие в образцах примесей глинистых минералов, обладающих микрослоистостью (микро- и нанопористостью), приводит к занижению пористости по жидкости (Кпж) относительно пористости по газу. Как известно, молекулы гелия обладают значительно меньшими размерами в сопоставлении с молекулами воды и, соответственно, более высокой проникающей способностью. Благодаря этому свойству молекул гелия предопределяется завышение пористости, определенной газоволюметрическим методом, по сравнению с пористостью по жидкостенасыщению [4]. Свою лепту в процесс насыщения жидкостью вносят водородные связи между молекулами воды, образующиеся гидратированные ионы натрия и хлора.

В случае ожелезненных образцов особенность насыщения моделью пластовой воды проявляется на этапе донасыщения под давлением 10 МПа в сатураторе. Вследствие изменения физических параметров среды, а именно вакуумирования и донасыщения под давлением порядка 10 МПа, происходит, во-первых, растворение железосодержащих минералов, образованных солями летучей и нестабильной кислот (сульфиды и карбонаты), образующих породу; во-вторых, после деструктивных изменений скелета образцов горных пород — вымывание и, как следствие, невысокая сходимость результатов пористости, определенных методом жидкостенасыщения по ГОСТ 26450.1-85 и газовым методом.

По результатам исследования получены зависимости коэффициентов открытой пористости методом жидкостенасыщения и по газу (рис. 1). Зависимости носят линейный характер: с увеличением Кпг растет значение Кпв, но данные Кпг занижены по сравнению с данными по Кпж. Также стоит отметить тот факт, что при увеличении значения Кп сходимость значений, полученных в результате двух методов определения пористости (линия тренда), приближается к линии среднего значения. Всё это можно объяснить в том числе и механизмом литологического образования породы: в порах, заполненных в процессе вторичной кальцитизации и сидеритизации при контакте с водой, содержащей ионы натрия и хлора, способных увеличивать растворимость неодноименных ионов [5], под давлением происходит растворение минералов пирита и сидерита. Также следует отметить влияние на Кпв содержания аргиллитов в образцах горных пород. Согласно данным гранулометрического анализа общее содержание глины в образцах пластов Ю скважин варьируется в пределах от 2,89 до 27,37 % и от 4,7 до 32,90 %.

Происходит незначительное растворение минералов, включенных в породу: дисульфида железа (II) и карбоната железа (II), с последующим вымыванием из образцов и осыпанием породы, о чем свидетельствует увеличение плотности раствора в процессе насыщения и, следовательно, происходит изменение пористости (рис.2). Образующиеся газы — сероводород и оксид углерода (IV) — накапливаются в растворе благодаря хорошей растворимости в воде, особенно под давлением [6]. Раствор приобретает характерную бурую окраску, свидетельствующую о наличии соединений железа (III). При сбросе давления и извлечении образцов из сатуратора со временем происходит коагуляция и оседание частиц; при изъятии из камеры образцов, содержащих пирит, определяется характерный запах сероводорода.

Протекающие параллельные и последовательные процессы диссоциации, гидролиза, окисления солей железа (II), входящих в состав минералов, образующих данную породу, можно записать так:

Из приведенных данных можно сделать вывод, что большинству образцов керна соответствует пористость по газу 3–12 %, в то время как значения пористости по воде сдвинуты правее и находятся в интервале 7–12 %. Этот факт можно объяснить процессом вторичного минералообразования в порах горных пород и наличием глины. Медианы значений коэффициентов открытой пористости по воде и газу для пласта Ю1 соответственно равны 9 и 11, а для Ю2 и Ю3 равны 3 и 4. Больший разброс в значениях первой скважины, чем второй, можно объяснить завышенными значениями глинистости, содержанием железистых минералов по сравнению со второй скважиной и рядом других факторов, приводящих к увеличению пористости при насыщении жидкостью.

На следующем этапе осадок, после насыщения образцов в модели пластовой воды, отфильтровали, высушили и на рентгеновском дифрактометре определили его минеральный состав (таб. 1).

После определения Кпв образцы отмывались от насыщающей жидкости, контроль содержания хлорид-ионов проводился нитратом серебра, а затем высушивались до постоянной массы. В дальнейшем повторно определяли коэффициент открытой пористости по газу, коллекции образцов с максимальным разбросом значений пористости по газу и жидкости. Образцы керна выбирали таким образом, чтобы Δ(Кпв-Кпг1) ≥ 1,65. На рис. 3 представлены значения коэффициентов открытой пористости Кпг1, измеренных до контакта образца горной породы с насыщающей жидкостью, и коэффициентов открытой пористости Кпг2, определенных после исследования образцов методом жидкостенасыщения. Как показано на графиках, все точки, соответствующие Кпг1, расположены ниже, чем точки Кпг2, диапазон изменений коэффициента открытой пористости составил 0,390–3,241.

Из вышеизложенного можно сделать вывод, что увеличение коэффициента открытой пористости по газу при повторном его измерении свидетельствует о вымывании минералов и частичек породы из образцов керна в процессе насыщения. На практике в качестве насыщающей жидкости, как правило, применяют раствор хлорида натрия, если не предъявляются особые требования. Согласно требованиям [3] рабочая жидкость, используемая для насыщения, не должна вызывать набухания породы, отслаивания частиц, деформации образца; вступать с веществом породы в химическое взаимодействие. По результатам определения Кпв, проведенных на пластах Ю, можно судить о следующем: замена реального состава пластовой воды на эквивалентный по концентрации раствор хлорида натрия недопустима для рассматриваемых пород. Таким образом, определение коэффициента открытой пористости для исследуемых пород возможно либо газоволюметрическим методом, либо с применением в качестве насыщающей жидкости, инертного к породе. К инактивным насыщающим жидкостям по отношению к глинистым образцам можно отнести керосин. При использовании последнего на практике невозможно провести специальные петрофизические исследования, связанные с определением электрических свойств образцов горных пород и, соответственно, получить данные, в которых задействован этот параметр. К образцам, содержащим минералы, растворимые в условиях насыщения, необходимо применять водные растворы солей, максимально приближенные по составу к пластовым водам исследуемой скважины. Это необходимо для достижения равновесного состояния между минеральным составом пород и пластовой водой.