Лабораторные методы определения водосодержания низкопроницаемых пород-коллекторов

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.

1. Аксельрод С.М. Особенности определения ИСФ и объемного содержания связанной воды при ЯМР-ис следованиях // Каротажник. 2000. № 68. С. 5–16.

2. Андреева Р.Ю. Сопоставление значений капиллярного давления, полученных методами центрифугирования и капилляриметрии // Геология. № 2(3). 2016. С. 10–15.

3. 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.

4. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтесодержащих пород. М.: Недра, 2007.

5. Закс С.Л. Остаточная вода нефтяных коллекторов // Изв. АН СССР. Отд. техн. наук. 1947. Т. 7. С. 787–794.

6. Закс С.Л. Отбор и исследование кернов на водо- и нефтенасыщенность // Нефтяное хозяйство. 1947. Т. 4. С. 24–30.

7. Закс С.Л. Погребенная вода и ее значение для нефтедобычи // Нефтяное хозяйство. 1947. Т. 3. С. 19–25.

8. Злочевская Р.И., Королев В.А. Электроповерхностные явления в глинистых породах. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1988. 177 с.

9. Зубков М.Ю. Понятие «остаточная водонасыщенность» и возможность ее определения в лабораторных условиях // Каротажник. 2015. Т. 7. С. 63–78.

10. 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.

11. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1976. 287 с.

12. Лебедев А.Ф. Почвенные и грунтовые воды. М.; Л.: Изд-во АН СССР, 1936.

13. Михайлов С.П., Мавлетов М.В. Повышение информативности капилляриметрических исследований методом полупроницаемой мембраны // Нефтяное хозяйство. 2018. № 7. С. 78–81.

14. Нефть. Метод лабораторного опредления остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления. М.: Миннефтепром, 1986. 24 с.

15. Рубинштейн Л.И. Об определении содержания погребенной воды // Башкирская нефть. 1950. Т. 2. С. 27–32.

16. Сергеев Е.М. Грунтоведение. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1959.

17. Силич В.Е. Поровые воды пород баженовской свиты Салымского нефтяного месторождения // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. С. 87–91.

18. 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.

19. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. 368 с.

20. Ханин А.А., Корчагин О.A. Определение остаточной воды методом центрифугирования // Новости нефтяной и газовой техники, нефтепромысловое дело. 1962. Т. 1. С. 29–32.

21. Шеин Е.В. Курс физики почв: Учебник. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2005.

22. 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.

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.

24. 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.

25. Dandekar A.Y. Petroleum reservoir rock and fluid properties. Boca Raton: CRC Press; Taylor & Francis Group, 2013. 502 p.

26. 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.

27. Emdahl B.A. Core analysis of Wilcox sands // World Oil. 1952. Iss. 6 (June)

28. 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.

29. 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.

30. 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.

31. 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.

32. Hensel W.M.J. An improved summation-of-fluids porosity technique // SPE-9376-PA. 1982. Vol. 22, N 02. P. 193–201.

33. 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.

34. 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.

35. 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.

36. 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.

37. 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.

38. 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.

39. Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS). U.S.A., Baltimore, MD: ASTM Intern., 2010. 86–91 p.

40. Mavor M. Shale gas core analysis overview. SPWLA Topical Conference on Petrophysical Evaluation of Unconventional Reservoirs, Philadelphia, Pennsylvania, 15–19 March, 2009.

41. McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. Core Analysis: A best practice guide. Netherlands: Amsterdam: Elsevier, 2015. 852 p.

42. 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-MS

43. 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.

44. Recommended practices for core analysis. Recommended practice 40. Dallas, TX: Amer. Petrol. Institute (API), 1998. 220 p.

45. 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.

46. 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.

47. 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.

48. 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.

49. 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.