В настоящее время баженовская свита является одним из главных объектов трудноизвлекаемыми запасами нефти в Российской Федерации, которые представляют интерес с точки зрения добычи. Среди характерных особенностей отложений свиты можно отметить такие, как сложный, изменяющийся по разрезу и простираню минералогический состав, высокое содержание органического вещества и продуктов его преобразования, сложная структура порового пространства, неоднозначность при выделении коллекторов и оценке их фильтрационно-емкостных свойств. Повышенное содержание органического вещества в баженовской свите проявляется как в виде твердого нерастворимого в органических растворителях керогена, так и в виде углеводородных соединений. Жидкие углеводороды в пласте могут находиться в подвижном или связанном состоянии в зависимости от их состава, расположения в поровом пространстве и пластовой температуры. Таким образом, актуальным являются вопросы выбора способа подготовки образцов керна для корректного определения петрофизических характеристик, оценки количества вовлекаемого в разработку флюида, а также использования полученных на образцах керна значений для настройки метода определения пористости по данным геофизических исследований скважин. При расчете пористости по материалам таких геофизических методов, как акустический, плотностной гамма-гамма и нейтронный каротажи, необходимо учитывать влияние некоторых компонентов, входящих в состав породы. К таким компонентам в первую очередь относятся глинистые минералы, имеющих многокомпонентный состав, и кероген, обладающий контрастными физическими свойствами. Альтернативным способом определения пористости геофизическими методами является запись ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) в скважине. Для получения открытой пористости по данным ЯМК необходима интерпретация этих данных – настройка отсечки времени поперечной релаксации на кондиционные керновые данные.
Список литературы
1. Петерсилье В.И., Комар Н.В., Френкель С.М. Методические подходы к подсчету запасов баженовской свиты // Геология нефти и газа. – 2018. – №5, С. 51–59. – DOI: 10.31087/0016-7894-2018-5-51-59
2. Дифференцированный подход к оценке ресурсной базы нефтематеринских отложений / А.Д. Алексеев, А.А. Антоненко, В.В. Жуков, К.В. Стрижнев // SPE 182074 RU. – 2016. – DOI:10.2118/182074-MS
3. NMR Т2 Distributions in the Eagle Ford Shale: Reflections on pore size / E. Rylander [et al.] // SPE-164554-MS. - 2013. - DOI:10.2118/164554-MS
