Проблема оценки ресурсной базы нефтегазоматеринских пород баженовской свиты Западной Сибири связана с изучением их водосодержания. До сих пор не существует однозначного мнения, какой из существующих прямых методов определения водосодержания предпочтителен для низкопроницаемых пород баженовской свиты, так как все они разработаны для традиционных коллекторов. В статье представлен новый лабораторный метод измерения содержания воды, разработанный специально для сланцевых пород с изначально низкой влажностью (менее 5 % по массе). Предлагаемый метод испарения позволяет за 1-3 ч определить количество свободной и физически связанной воды в образцах пород массой 25-70 г. Погрешность определения массового содержания воды предложенным методом зависит от начального содержания воды и составляет 0,2-6,8 %.
Метод испарения опробован на коллекции образцов полноразмерного керна с максимально сохраненной естественной влажностью, отобранных из пяти скважин различных месторождений в интервале баженовской свиты. Установлены температурные диапазоны выхода свободной (121 °C) и физически связанной (250 °C) воды. Измеренное водосодержание образцов пород баженовской свиты составляет 0,28-4,27 % (по массе) при содержании свободной воды от 0,04 до 2,53 %. Отмечается снижение количества воды в карбонатных прослоях и увеличение в глинистых. Экспериментально исследовано влияние условий хранения и размера образцов на результаты определения водосодержания. Установлено, что для получения качественных данных необходимо фрагментировать керн на куски размером не меньше 5-7 см сразу после вскрытия защитной оболочки. Сравнение данных о водосодержании, полученных методом Дина – Старка и методом испарения, показали, что применение последнего дает гораздо более точные результаты для нефтегазоматеринских пород баженовской свиты.
Список литературы
1. Dandekar A.Y. Petroleum Reservoir Rock and Fluid Properties. – Boca Raton: CRC Press; Taylor & Francis Group, 2013. – 502 с.
2. Recommended Practices for Core Analysis, Second Edition. – Dallas: STEP, 1998. – 220 р.
3. Оценка содержания остаточной поровой воды и анализ состава водных вытяжек пород баженовской свиты Западной Сибири / Е.С. Казак, Н.Н. Богданович, А.В. Казак [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 48–52.
4. Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS). – Baltimore: ASTM International, 2010. – Р. 86–91.
5. Improved Petrophysical Core Measurements on Tight Shale Reservoirs Using Retort and Crushed Samples / D.A. Handwerger [et al.] // SPE 147456. – 2011.
6. Hensel W.M.J. An Improved Summation-of-Fluids Porosity Technique // SPE 9376-PA. – 1982.
7. Mackenzie R.C. Differential Thermal Analysis. – London and New York City: Academic Press Inc. – 1970. – Т. 1.
8. Reconciling Retort versus Dean Stark Measurements on Tight Shales / D.A. Handwerger [et al.] // SPE 159976–MS. – 2012.
9. Nutting P.G. Some Standard Thermal Dehydration Curves of Minerals // Shorter contributions to general geology. – 1941–1942. – Р. 197–216.
10. Petrophysical Considerations in Evaluating and Producing Shale Gas Resources / C.H. Sondergeld [et al.] // SPE 131768–MS. – 2010.
11. Understanding Permeability Measurements in Tight Shales Promotes Enhanced Determination of Reservoir Quality / R. Suarez-Rivera [et al.] // SPE 162816–MS. –2012.
12. Wood J.M. Crushed-Rock Versus Full-Diameter Core Samples for Water-Saturation Determination in a Tight-Gas Siltstone Play // SPE 174548–PA. – 2015.
13. Quantity and composition of residual pore water extracted from samples of the bazhenov source rock of West Siberia, Russian Federation / E.S. Kazak [et al.] // 17th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2017, 29 June - 5 July. – Albena, Bulgaria: STEF92 Technology Ltd, 2017. – Р. 829–841.
