geolmsuВЕСТНИК МОСКОВСКОГО УНИВЕРСИТЕТА. СЕРИЯ 4. ГЕОЛОГИЯMoscow University Bulletin. Series 4. Geology0579-9406Издательский Дом МГУ10.33623/0579-9406-2022-6-56-70geolmsu-543Research ArticleСТАТЬИARTICLESЛабораторные методы определения водосодержания низкопроницаемых пород-коллекторовLaboratory evaluation methods of water saturation in shalesКазакЕ. С.KazakE. S.

 Екатерина Сергеевна Казак 

 Москва 

 Ekaterina S. Kazak 

 Moscow 

Kanigu@mail.ruРодькинаИ. А.RodkinaI. A.

 Ирина Алексеевна Родькина 

 Москва 

 Irina A. Rodkina 

 Moscow 

Irina-Rodkina2007@yandex.ruСорокоумоваЯ. В.SorokoumovaYa. V.

 Яна Владиславовна Сорокоумова 

 Москва 

 Yana V. Sorokoumova 

 Moscow 

Yana1992@gmail.comМосковский государственный университет имени М.В. ЛомоносоваРоссияMoscow State UniversityRussian Federation202206022023065670Copyright © Казак Е.С., Родькина И.А., Сорокоумова Я.В., 20232023Казак Е.С., Родькина И.А., Сорокоумова Я.В.Kazak E.S., Rodkina I.A., Sorokoumova Y.V.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://vestnik.geol.msu.ru/jour/article/view/543

Количественное содержание пластовой воды при разведке и разработке низкопроницаемых сланцевых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов входит в число ключевых параметров в этом процессе, его достоверное определение обеспечивает надежную оценку запасов углеводородов. Представлен обширный литературный обзор прямых и косвенных лабораторных методов для определения водонасыщенности нетрадиционных сланцевых коллекторов. Подробно описаны их суть, преимущества, недостатки и ограничения. Показано, что прямые лабораторные методы (методы реторты, Закса, Дина–Старка), разработанные изначально для традиционных пород-коллекторов, в случае использования для образцов нетрадиционных пород с трудноизвлекаемыми запасами дают результат с ошибкой до 50%. Альтернативой может служить метод испарения, разработанный специально для слабопроницаемых пород. Метод испарения позволяет быстрее, точнее (ошибка до 6,8%) и эффективнее альтернативных методов количественно оценить содержание свободной и связанной воды, более того, требует в 5 раз меньше кернового материала на определение.

The reservoir water content is one of the key parameters to following reliable hydrocarbon reserves estimation of low-permeable shale reservoirs with unconventional hydrocarbon reserves. The extensive review of applied direct and indirect laboratory methods for determining the water saturation in unconventional shale reservoirs is presented in this article. The essence, advantages, disadvantages and limitations of methods are described in detail. It was demonstrated that direct laboratory methods (retort method, Zaks, Dean–Stark) which were originally developed for traditional reservoir rocks, give results with an error of up to 50% for rocks samples of unconventional reservoirs. On the other hand the Evaporation Method specifically developed for low-permeable rocks takes less time and provides more accurate (error up to 6.8%) gravitational and bonded water determination moreover, it requires up to 5 times less rock material for analysis.

водонасыщенностьводосодержаниеметод испаренияметод Заксаметод Дина–Старкаметод ретортысланцытрудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ)слабопроницаемые отложенияwater saturationinitial water contentEvaporation methodZaks methodDean-Stark methodRetort methodshalesunconventional reservoirlow permobility rocksReferencesАксельрод С.М. Особенности определения ИСФ и объемного содержания связанной воды при ЯМР-ис следованиях // Каротажник. 2000. № 68. С. 5–16.Аксельрод С.М. Особенности определения ИСФ и объемного содержания связанной воды при ЯМР-ис следованиях // Каротажник. 2000. № 68. С. 5–16.Андреева Р.Ю. Сопоставление значений капиллярного давления, полученных методами центрифугирования и капилляриметрии // Геология. № 2(3). 2016. С. 10–15.Андреева Р.Ю. Сопоставление значений капиллярного давления, полученных методами центрифугирования и капилляриметрии // Геология. № 2(3). 2016. С. 10–15.Борисенко С.А., Богданович Н.Н., Козлова Е.В. и др. Оценка лиофильности пород баженовской свиты методами адсорбции и ядерной магнитной релаксометрии // Нефтяное хозяйство. 2017. № 3. С. 12–17.Борисенко С.А., Богданович Н.Н., Козлова Е.В. и др. Оценка лиофильности пород баженовской свиты методами адсорбции и ядерной магнитной релаксометрии // Нефтяное хозяйство. 2017. № 3. С. 12–17.Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтесодержащих пород. М.: Недра, 2007.Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтесодержащих пород. М.: Недра, 2007.Закс С.Л. Остаточная вода нефтяных коллекторов // Изв. АН СССР. Отд. техн. наук. 1947. Т. 7. С. 787–794.Закс С.Л. Остаточная вода нефтяных коллекторов // Изв. АН СССР. Отд. техн. наук. 1947. Т. 7. С. 787–794.Закс С.Л. Отбор и исследование кернов на водо- и нефтенасыщенность // Нефтяное хозяйство. 1947. Т. 4. С. 24–30.Закс С.Л. Отбор и исследование кернов на водо- и нефтенасыщенность // Нефтяное хозяйство. 1947. Т. 4. С. 24–30.Закс С.Л. Погребенная вода и ее значение для нефтедобычи // Нефтяное хозяйство. 1947. Т. 3. С. 19–25.Закс С.Л. Погребенная вода и ее значение для нефтедобычи // Нефтяное хозяйство. 1947. Т. 3. С. 19–25.Злочевская Р.И., Королев В.А. Электроповерхностные явления в глинистых породах. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1988. 177 с.Злочевская Р.И., Королев В.А. Электроповерхностные явления в глинистых породах. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1988. 177 с.Зубков М.Ю. Понятие «остаточная водонасыщенность» и возможность ее определения в лабораторных условиях // Каротажник. 2015. Т. 7. С. 63–78.Зубков М.Ю. Понятие «остаточная водонасыщенность» и возможность ее определения в лабораторных условиях // Каротажник. 2015. Т. 7. С. 63–78.Казак Е.С., Казак А.В., Сорокоумова Я.В. и др. Оптимальный метод определения водосодержания нефтегазоматеринских пород баженовской свиты Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2019. № 7. С. 73–78.Казак Е.С., Казак А.В., Сорокоумова Я.В. и др. Оптимальный метод определения водосодержания нефтегазоматеринских пород баженовской свиты Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2019. № 7. С. 73–78.Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1976. 287 с.Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1976. 287 с.Лебедев А.Ф. Почвенные и грунтовые воды. М.; Л.: Изд-во АН СССР, 1936.Лебедев А.Ф. Почвенные и грунтовые воды. М.; Л.: Изд-во АН СССР, 1936.Михайлов С.П., Мавлетов М.В. Повышение информативности капилляриметрических исследований методом полупроницаемой мембраны // Нефтяное хозяйство. 2018. № 7. С. 78–81.Михайлов С.П., Мавлетов М.В. Повышение информативности капилляриметрических исследований методом полупроницаемой мембраны // Нефтяное хозяйство. 2018. № 7. С. 78–81.Нефть. Метод лабораторного опредления остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления. М.: Миннефтепром, 1986. 24 с.Нефть. Метод лабораторного опредления остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления. М.: Миннефтепром, 1986. 24 с.Рубинштейн Л.И. Об определении содержания погребенной воды // Башкирская нефть. 1950. Т. 2. С. 27–32.Рубинштейн Л.И. Об определении содержания погребенной воды // Башкирская нефть. 1950. Т. 2. С. 27–32.Сергеев Е.М. Грунтоведение. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1959.Сергеев Е.М. Грунтоведение. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1959.Силич В.Е. Поровые воды пород баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. С. 87–91.Силич В.Е. Поровые воды пород баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. С. 87–91.Смагин А.В. Почвенно-гидрологические константы: физический смысл и количественная оценка на базе равновесного центрифугирования // Доклады по экологическому почвоведению. 2006. Т. 1, № 1. С. 31–56.Смагин А.В. Почвенно-гидрологические константы: физический смысл и количественная оценка на базе равновесного центрифугирования // Доклады по экологическому почвоведению. 2006. Т. 1, № 1. С. 31–56.Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 368 с.Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 368 с.Ханин А.А., Корчагин О.A. Определение остаточной воды методом центрифугирования // Новости нефтяной и газовой техники, нефтепромысловое дело. 1962. Т. 1. С. 29–32.Ханин А.А., Корчагин О.A. Определение остаточной воды методом центрифугирования // Новости нефтяной и газовой техники, нефтепромысловое дело. 1962. Т. 1. С. 29–32.Шеин Е.В. Курс физики почв: Учебник. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2005.Шеин Е.В. Курс физики почв: Учебник. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2005.Adams J.W., Stocker C.D., La N.R. Emerging centrifugal technology in shale hydraulic fracturing waste management // Houston J. Intern. Law. 2012. Vol. 34, Iss. 3. P. 561–606.Adams J.W., Stocker C.D., La N.R. Emerging centrifugal technology in shale hydraulic fracturing waste management // Houston J. Intern. Law. 2012. Vol. 34, Iss. 3. P. 561–606.Che C., Glotch T.D., Bish D.L. et al. Spectroscopic study of the dehydration and/or dehydroxylation of phyllosilicate and zeolite minerals // J. Geophys. Res., 2011. Vol. 116, N E05007. P. 1–23.Che C., Glotch T.D., Bish D.L. et al. Spectroscopic study of the dehydration and/or dehydroxylation of phyllosilicate and zeolite minerals // J. Geophys. Res., 2011. Vol. 116, N E05007. P. 1–23.Chenevert M.E. Shale alteration by water adsorption // J. Petrol. Technology. 1970. Vol. 22, N 09. P. 1141–1148. URL: https://doi.org/10.2118/2401-PA.Chenevert M.E. Shale alteration by water adsorption // J. Petrol. Technology. 1970. Vol. 22, N 09. P. 1141–1148. URL: https://doi.org/10.2118/2401-PA.Dandekar A.Y. Petroleum reservoir rock and fluid properties. Boca Raton: CRC Press; Taylor & Francis Group, 2013. 502 p.Dandekar A.Y. Petroleum reservoir rock and fluid properties. Boca Raton: CRC Press; Taylor & Francis Group, 2013. 502 p.Dean E.W., Stark D.D. A convenient method for the determination of water in petroleum and other organic emulsions // J. Industrial & Engineering Chemistry. 1920. Vol. 12, N 5. P. 486–490. URL: http://dx.doi.org/10.1021/ie50125a025.Dean E.W., Stark D.D. A convenient method for the determination of water in petroleum and other organic emulsions // J. Industrial & Engineering Chemistry. 1920. Vol. 12, N 5. P. 486–490. URL: http://dx.doi.org/10.1021/ie50125a025.Emdahl B.A. Core analysis of Wilcox sands // World Oil. 1952. Iss. 6 (June)Emdahl B.A. Core analysis of Wilcox sands // World Oil. 1952. Iss. 6 (June)Fettke C.R. Core studies of the second sand of the wenango group, from Oil City, Pa // Petroleum Development and Technology, Amer. Inst. Mining Mettall. Engineers, Petroleum Div. 1927. P. 219–234.Fettke C.R. Core studies of the second sand of the wenango group, from Oil City, Pa // Petroleum Development and Technology, Amer. Inst. Mining Mettall. Engineers, Petroleum Div. 1927. P. 219–234.Hammervold W.L., Skjæveland S.M. Improvement of diaphragm method for drainage capillary pressure measurement with micro pore membrane // EUROCAS Meeting. 1992. P. 8–10.Hammervold W.L., Skjæveland S.M. Improvement of diaphragm method for drainage capillary pressure measurement with micro pore membrane // EUROCAS Meeting. 1992. P. 8–10.Handwerger D.A., Suarez-Rivera R., Vaughn K.I. et al. Improved petrophysical core measurements on tight shale reservoirs using retort and crushed samples // SPE 147456. 2011. P. 1–21.Handwerger D.A., Suarez-Rivera R., Vaughn K.I. et al. Improved petrophysical core measurements on tight shale reservoirs using retort and crushed samples // SPE 147456. 2011. P. 1–21.Handwerger D.A., Willberg D.M., Pagels M. et al. Reconciling retort versus Dean Stark measurements on tight shales. SPE Ann. Technical Conference and Exhibition held, 8–10 October 2012, San Antonio, Texas, USA.Handwerger D.A., Willberg D.M., Pagels M. et al. Reconciling retort versus Dean Stark measurements on tight shales. SPE Ann. Technical Conference and Exhibition held, 8–10 October 2012, San Antonio, Texas, USA.Hensel W.M.J. An improved summation-of-fluids porosity technique // SPE-9376-PA. 1982. Vol. 22, N 02. P. 193–201.Hensel W.M.J. An improved summation-of-fluids porosity technique // SPE-9376-PA. 1982. Vol. 22, N 02. P. 193–201.Kazak E.S., Kazak A.V. An integrated experimental workflow for formation water characterization in shale reservoirs: a case study of the bazhenov formation // SPE J. 2021. Vol. 1, N SPE-205017-PA. P. 1–16.Kazak E.S., Kazak A.V. An integrated experimental workflow for formation water characterization in shale reservoirs: a case study of the bazhenov formation // SPE J. 2021. Vol. 1, N SPE-205017-PA. P. 1–16.Kazak E.S., Kazak A.V. A novel laboratory method for reliable water content determination of shale reservoir rocks // J. Petrol. Sci. and Engineering. 2019. Vol. 183. P. 106301. URL: http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410519307223.Kazak E.S., Kazak A.V. A novel laboratory method for reliable water content determination of shale reservoir rocks // J. Petrol. Sci. and Engineering. 2019. Vol. 183. P. 106301. URL: http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410519307223.Konoshonkin D.V., Parnachev S.V. Existing approaches to the tight rock laboratory petrophysics: a critical review // Intern. J. Engineering Res. & Technology (IJERT). 2014. Vol. 3, N 10. P. 710–715.Konoshonkin D.V., Parnachev S.V. Existing approaches to the tight rock laboratory petrophysics: a critical review // Intern. J. Engineering Res. & Technology (IJERT). 2014. Vol. 3, N 10. P. 710–715.Labus M., Labus K., Bujok P. Determination of the pore space parameters in microporous rocks by means of thermal methods // J. Petrol. Sci. and Engineering. 2015. Vol. 127. P. 482–489. URL: http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410515000662.Labus M., Labus K., Bujok P. Determination of the pore space parameters in microporous rocks by means of thermal methods // J. Petrol. Sci. and Engineering. 2015. Vol. 127. P. 482–489. URL: http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0920410515000662.Li Y., Zhiming H., Changhong C. et al. Evaluation method of water saturation in shale: A comprehensive review // Marine and Petrol. Geol. 2021. Vol. 128. P. 105017. URL: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0264817221001203.Li Y., Zhiming H., Changhong C. et al. Evaluation method of water saturation in shale: A comprehensive review // Marine and Petrol. Geol. 2021. Vol. 128. P. 105017. URL: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0264817221001203.Liu C., Litao M., Xueqing L. et al. Study and choice of water saturation test method for tight sandstone gas reservoirs // Frontiers in Physics. 2022. Vol. 10. URL: https://www.frontiersin.org/article/10.3389/fphy.2022.833940.Liu C., Litao M., Xueqing L. et al. Study and choice of water saturation test method for tight sandstone gas reservoirs // Frontiers in Physics. 2022. Vol. 10. URL: https://www.frontiersin.org/article/10.3389/fphy.2022.833940.Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS). U.S.A., Baltimore, MD: ASTM Intern., 2010. 86–91 p.Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS). U.S.A., Baltimore, MD: ASTM Intern., 2010. 86–91 p.Mavor M. Shale gas core analysis overview. SPWLA Topical Conference on Petrophysical Evaluation of Unconventional Reservoirs, Philadelphia, Pennsylvania, 15–19 March, 2009.Mavor M. Shale gas core analysis overview. SPWLA Topical Conference on Petrophysical Evaluation of Unconventional Reservoirs, Philadelphia, Pennsylvania, 15–19 March, 2009.McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. Core Analysis: A best practice guide. Netherlands: Amsterdam: Elsevier, 2015. 852 p.McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. Core Analysis: A best practice guide. Netherlands: Amsterdam: Elsevier, 2015. 852 p.Odusina E.O., Sondergeld C., Rai C.S. An NMR study of shale wettability // Canadian Unconventional Resources Conference. Calgary, Alberta, Canada. November 2011. URL: https://doi.org/10.2118/147371-MSOdusina E.O., Sondergeld C., Rai C.S. An NMR study of shale wettability // Canadian Unconventional Resources Conference. Calgary, Alberta, Canada. November 2011. URL: https://doi.org/10.2118/147371-MSPrado J.R., Vyazovkin S. Activation energies of water vaporization from the bulk and from laponite, montmorillonite, and chitosan powders // Thermochimica Acta. 2011. Iss. 524. P. 197–201.Prado J.R., Vyazovkin S. Activation energies of water vaporization from the bulk and from laponite, montmorillonite, and chitosan powders // Thermochimica Acta. 2011. Iss. 524. P. 197–201.Recommended practices for core analysis. Recommended practice 40. Dallas, TX: Amer. Petrol. Institute (API), 1998. 220 p.Recommended practices for core analysis. Recommended practice 40. Dallas, TX: Amer. Petrol. Institute (API), 1998. 220 p.Slobod R.L., Chambers A., Prehn W.L. Use of centrifuge for determining connate water, residual oil and capillary curves of small core samples // J. Petrol. Technology. 1951. Vol. 3, Iss. 4. P. 127–134. URL: https://doi.org/10.2118/951127-G.Slobod R.L., Chambers A., Prehn W.L. Use of centrifuge for determining connate water, residual oil and capillary curves of small core samples // J. Petrol. Technology. 1951. Vol. 3, Iss. 4. P. 127–134. URL: https://doi.org/10.2118/951127-G.Sondergeld C.H., Newsham K.E., Comisky J.T. et al. Petrophysical Considerations in Evaluating and Producing Shale Gas Resources // Soc. Petrol. Engineers. SPE Unconventional Gas Conference, 23–25 February, Pittsburgh, Pennsylvania, USA. 2010. P. 1–34.Sondergeld C.H., Newsham K.E., Comisky J.T. et al. Petrophysical Considerations in Evaluating and Producing Shale Gas Resources // Soc. Petrol. Engineers. SPE Unconventional Gas Conference, 23–25 February, Pittsburgh, Pennsylvania, USA. 2010. P. 1–34.Sulucarnain I.D., Sondergeld C.H., Rai C.S. An NMR study of shale wettability and effective surface relaxivity // SPE Canadian Unconventional Resources Conference. Calgary, Alberta, Canada. 30.10.2012. SPE-162236-MS. URL: https://doi.org/10.2118/162236-MS.Sulucarnain I.D., Sondergeld C.H., Rai C.S. An NMR study of shale wettability and effective surface relaxivity // SPE Canadian Unconventional Resources Conference. Calgary, Alberta, Canada. 30.10.2012. SPE-162236-MS. URL: https://doi.org/10.2118/162236-MS.Thornton O.F., Marshall D.L. Estimating interstitial water by the capillary pressure method // Transactions of the AIME. 1947. Vol. 170, N 01. P. 69–80. URL: https://doi.org/10.2118/947069-G.Thornton O.F., Marshall D.L. Estimating interstitial water by the capillary pressure method // Transactions of the AIME. 1947. Vol. 170, N 01. P. 69–80. URL: https://doi.org/10.2118/947069-G.van Genuchten M.T., Leij F.J., Yates S.R. The RETC Code for quantifying the hydraulic functions of unsaturated soils. IAG-DW12933934. Robert S. Kerr Environmental Research Laboratory, Office Of Research and Development, U.S. Environmental Protection Agency Ada, Oklahoma, USA, 1991. P. 188–232.van Genuchten M.T., Leij F.J., Yates S.R. The RETC Code for quantifying the hydraulic functions of unsaturated soils. IAG-DW12933934. Robert S. Kerr Environmental Research Laboratory, Office Of Research and Development, U.S. Environmental Protection Agency Ada, Oklahoma, USA, 1991. P. 188–232.

The authors declare that there are no conflicts of interest present.