Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Мирнинского улуса (района) Республики Саха (Якутия). Ближайшими месторождениями являются Курунгское, Кыттыгасское, Кубалахское, Чаяндинское, Тас-Юряхское, Хотого-Мурбайское,
Ильгычахское. Среднеботуобинское месторождение является одним из крупнейших по запасам нефти и газа в Восточной Сибири. В 1970-х годах здесь впервые на Сибирской платформе была доказана промышленная нефегазоносность вендских и кембрийских отложений. До недавнего времени центром изучения являлись терригенные отложения венда — ботуобинский горизонт, где сосредоточена большая часть запасов. Изучению карбонатных отложений кембрия — осинского и юряхского горизонтов — уделялось гораздо меньше внимания. Опытно-промышленная эксплуатация низкопроницаемых карбонатных отложений осинского горизонта начата только в 2018 году [1].
Определение нефтегазонасыщенности карбонатных коллекторов является актуальной проблемой, которая имеет длительную историю развития. Применение стандартных зависимостей электрической модели Дахнова-Арчи, построенных для гидрофильных коллекторов, приводит к занижению коэффициента водонасыщенности и, соответственно, к завышению значений коэффициента нефтегазонасыщенности в карбонатных коллекторах.
Еще в 1981 году в работе [2] отмечалось, что в карбонатных коллекторах низкие значения остаточной водонасыщенности, определенные прямым методом, часто объясняются гидрофобизацией пор, поэтому при обосновании коэффициента нефтенасыщенности при подсчете запасов нефти и газа необходим учет пластовых условий, повышающий величину Кво [2].
В последующие годы данной теме также были посвящены многие работы. В учебном пособии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина указывается, что эффективное решение задач оценки фильтрационно-емкостных свойств пласта связано с проблемой воссоздания в лабораторных условиях смачиваемости, адекватной по своей структуре и свойствам реальной смачиваемости пласта. Показатель насыщения n необходимо измерять в условиях смачиваемости на керне с естественной или восстановленной водонасыщенностью, поскольку он влияет на корректное определение водонасыщенности, которая участвует в подсчете запасов. В противном случае водонасыщенность, определенная по ГИС, будет занижена [3].
Проблема важности сохранения естественной смачиваемости была рассмотрена в работах Н.А. Скибицкой совместно с соавторами в 2014–2022 годах [4–7]. Авторы отмечали в статье [5], что на рассматриваемых месторождениях породы имеют различную характеристику по смачиваемости. По данным исследований керна были получены связи типа «керн-керн» и построены объемные модели распределения величин углов избирательной и относительной смачиваемости, на основе которых можно обосновывать рекомендации по воздействию на пласты с целью увеличения коэффициента извлечения углеводородов.
Вопрос о необходимости сохранения естественной смачиваемости поднимался в работе Д.А. Кожевникова и К.В. Коваленко в 2011 году [8].
В данной статье проведен анализ зависимостей для определения нефтегазонасыщенности карбонатных коллекторов осинского горизонта, построенных на керновых данных Среднеботуобинского месторождения до и после экстрагирования.

Осинский горизонт билирской свиты приурочен к подошве нижнекембрийского карбонатного комплекса, перекрывающегося галогенно-сульфатно-карбонатными породами юрегинской свиты. Билирская свита залегает согласно на юряхской и соответствует нижним частям усольской свиты, выделяемой в западных и юго-восточных частях Сибирской платформы. Толщина билирской свиты изменяется от 32 до 84 м. Отложениям билирской свиты соответствует продуктивный пласт Б1-2.
Отложения осинского горизонта характеризуются низкой пластовой температурой 10–11 °С. Вскрытие продуктивных отложений и промыслово-геофизические исследования в скважинах проведены преимущественно на рассолах, полимерно-соленасыщенных и полимерных растворах.
Пластовые воды представлены рассолами хлоркальциевого состава, среднее значение минерализации по результатам исследований проб воды Среднеботуобинского месторождения составляет 355 г/л.
Отложения пласта Б1-2 представлены известняками, доломитами и их переходными разностями (рис. 1). Непроницаемые пропластки, помимо карбонатных плотных пород, включают ангидриты доломитизированные и известковистые аргиллиты.

Известняки — литокластово-ооидные с фитокластами, в различной степени доломитизированные, окремненные, редко — тонкими прослоями — глинистые, перекристаллизованные, мелкотонкокристаллические, органогенно-микробиальные, первично водорослевые.
Доломиты вторичные разно-, мелко- и микрокристаллические, прослоями пластово-строматолитовые, с реликтами микробиально-водорослевых остатков, мозаичной структуры, в различной степени известковистые, сульфатизированные, с реликтами литокластов, онколитами, включениями галита, ангидрита, неравномерно окремненные, глинистые, битуминозные, стилолитизированные, в различной степени мелкокавернозные, микротрещиноватые, пористые. Трещины открытые и залеченные сульфатом, кальцитом, глинисто-битуминозным веществом. Вторичные преобразования высокой степени интенсивности представлены выщелачиванием, перекристаллизацией, доломитизацией по битуминозно-известковому микриту, кальцитизацией, сульфатизацией.

Ранее, при выполнении оперативных подсчетов запасов по пласту Б1-2 осинского горизонта, из-за недостаточной изученности для расчета коэффициента нефтегазонасыщенности применялась зависимость остаточной водонасыщенности от пористости, построенная по керновым данным Среднеботуобинского месторождения. При среднем значении пористости по зависимости Кво керн-Кп керн (вода) значение Кво было определено равным 20 %, соответственно, значение Кнг для коллекторов в предельно нефте- газонасыщенной зоне принималось равным 80%(Кнг = 100-Кво).
В настоящее время определение подсчетных параметров всех типов пород при подсчете запасов регламентируется методическими рекомендациями по подсчету геологических запасов нефти и газа [9].
Согласно методическим рекомендациям, при определении коэффициента нефтегазонасыщенности по данным ГИС с использованием УЭС и зависимостей типа «керн-керн»:

Р_П=аК_П^-m и Р_Н=bК_B^-n

по методике Дахнова-Арчи показатели степеней в уравнениях меняются в следующих пределах: a=b=1, m — показатель, значение которого определяется структурой порового пространства; n — показатель, значение которого определяется смачиваемостью и глинистостью пород.
Для гидрофильных пород в зависимости от глинистости n = 1,3–2. Гидрофобность коллектора увеличивает его удельное сопротивление. В частично гидрофобных коллекторах, которыми представлен пласт Б1-2 осинского горизонта, коэффициент n должен изменяться от 2 до 5. Полностью гидрофобный коллектор характеризуется n > 5 [10].
Смачиваемость влияет на многие параметры пласта: нефтенасыщенность, относительные фазовые проницаемости для нефти и воды, коэффициенты вытеснения нефти газом. Смачиваемость системы порода–нефть–вода может быть любой: от гидрофильной до гидрофобной, в зависимости от специфического взаимодействия всех трех фаз.
По результатам определений показателя смачиваемости методами Амотта-Тульбовича и USBM смачиваемость образцов пород осинского горизонта промежуточная, показатель смачиваемости в среднем составляет 0,48.
Наибольшее количество образцов, как видно из гистограммы, сосредоточено в классе 0,2–0,4 с преимущественно гидрофобной смачиваемостью (рис. 2).

При выполнении подсчета запасов по керновым данным 13 скважин для осинского горизонта были построены по зависимости Дахнова-Арчи для определения коэффициента нефтегазонасыщенности. Показатель цементации m ≈ 2 характеризует коллектор как плотный, с межзерновыми порами, показатель смачиваемости n = 1,75 указывает на гидрофильность пород, в большей степени приобретенную при экстрагировании образцов (рис. 3а, б). Красным цветом на рисунке 3б выделены керновые данные по скважине Х, которые соответствуют данным керна по другим скважинам.

По этой же скважине X проведены определения УЭС образцов пород до экстрагирования. По результатам данных исследований была построена зависимость Рн = f(Кв), приведенная на рисунке 3в. Показатель смачиваемости из уравнения зависимости составил 2,398, что соответствует частично гидрофобным породам. Несмотря на то, что данные исследования проведены только по одной скважине, зависимость вполне применима. Распределение точек по скважине в общем поле равномерное, характеризующее весь диапазон изменений параметров (рис. 3б),
количество образцов для построения зависимости — 67 — также удовлетворяет требованиям методических рекомендаций к лабораторным исследованиям керна: «при построении петрофизических связей типа «керн-керн» необходимо использовать не менее 30 образцов керна» [9].
На соседних месторождениях с доказанной продуктивностью осинского горизонта, где отсутствуют керновые исследования на неэкстрагированном керне, для определения Кнг применялась методика Дахнова-Арчи, значения коэффициента n в зависимостях составляли 1,753–1,769:

Курунгское месторождение:

Р_н=К_в^-1,769 (R²=0.918, n=109)

Кыттыгасское месторождение:

Р_н=К_в^-1,753 (R²=0.929, n=176).

Величина коэффициента n менее 2 характеризует кол лекторы как гидрофильные, что не соответствует коллекторам данного региона. Использование связей «керн-керн» Рн = f(Кв), полученных при стандартных методиках исследования, для определения коэффициента нефтегазонасыщенности гидрофобных карбонатных, низкопроницаемых коллекторов со сложной структурой порового пространства, не решает задачу корректного определения Кнг, поскольку условия подготовки образцов керна (экстрагирование, отмыв от солей) к исследованиям значительно меняют естественные их характеристики (смачиваемость и др.).
Для оценки величины Кнг проинтерпретированы материалы ГИС и проанализированы данные керна по всем скважинам
Среднеботуобинского месторождения. Рассчитаны значения Кнг по зависимостям, построенным по керну до и после экстракции. По пласту Б1-2 по газо- и нефтенасыщенной части были определены средневзвешенные значения Кнг (табл. 1).

Как видно из таблицы 1, средневзвешенные значения Кнг, рассчитанные по зависимости после экстрагирования керна, по сравнению с Кнг по керну, значительно выше: на 14,6 % в газе и 8,8 % в нефти. Таким образом, применение данной зависимости приводит к завышению значений Кнг.
При определении Кнг параметры насыщенности Рн рассчитываются по высоким значениям УЭС по ГИС, которые, как правило, превышают значения Рн по керну после экстракции гидрофобных образцов, что приводит к их частичной гидрофилизации и снижению УЭС [11].
Средневзвешенные значения Кнг, рассчитанные по зависимости до экстрагирования керна, выше значений Кнг по керну на 7,1 % в газе, практически совпадают в нефти и сопоставимы с величинами Кнг, числящимися на госбалансе.
Завышение значений Кнг в газонасыщенной части пласта относительно керна можно объяснить недоучетом коэффициента остаточной нефтенасыщенности (Кно). Ввиду недостаточного количества керновых исследований в газовой шапке, величина Кно экспертно принималась 3 %.
Для повышения достоверности определения Кнг и снижения неопределенности в оценке запасов необходимы дополнительные исследования керна по определению остаточной нефтенасыщенности из газовой шапки пласта Б1-2.
На рисунке 4 приведено сопоставление значений Кнг, определенных по даннным ГИС и значений Кво по керну в зоне предельного насыщения: Кнг = 1-Кво.

Остаточная водонасыщенность определялась методом центрифугирования.
Зона предельного насыщения подтверждается результатами испытаний: при проведении перфорации в скважине XX получены безводные притоки газа и нефти.
На рисунке отмечается завышение значений Кнг по ГИС относительно керна по зависимости Рн = f(Кв) после экстрагирования керна. Значения Кнг, определенные по зависимости Рн = f(Кв) до экстрагирования, согласуются с керновыми данными.