В статье рассмотрены результаты анализа образцов керна с целью оценки перспективности нефтеносности формации Марцеллус (Marcellus, Западная Пенсильвания, США). В процессе изучения керна определены такие параметры, как общий органический углерод и содержание свободных углеводородов. Выделены группы образцов с различными характеристиками, а также определены наиболее перспективные интервалы для дальнейшей разработки. Исследования керна пласта Marcellus и перекрывающего его прослоя выполнены с использованием методов пиролиза и сканирующей электронной микроскопии с рентгенофлуоресцентной спектрометрией в привязке к данным геофизических исследований скважин (гамма-каротаж, спектроскопия (ChemoGR, уран-торий-калий), определение пористости и эффективной пористость (PHIE)). Нефтенасыщение оценивалось с помощью двух методов: классический пиролизом и HAWK-PAM. Метод HAWK-PAM – это усовершенствованный многоступенчатый/многозонный метод пиролиза, который использует пять участков нагрева и изотермического процесса в течение анализа одного образца. Приборы пиролиза, такие как HAWK, анализируют образцы в режиме начального изотермического процесса для выделения свободной нефти из породы, за которым следует программное возрастание температуры в инертной среде до определенного максимума, при котором пламенный ионизационный детектор может обнаруживать нефть, битумы и асфальтены, присутствующие в породе, а также углеводороды, выделяющиеся при разрушении керогенового компонента породы. Этот метод использован для генерации пяти нефтяных пиков: четырех – для нефтяных фракций, одного – для керогена. На основе проведенных исследований сделан вывод, что наиболее перспективным с точки зрения нефтеносности является интервал 1940,75-1942,95 м. Показана эффективность метода пиролиза HAWK-PAM для выделения наиболее перспективных интервалов по керну и шламу, что особенно актуально при разработке сложнопостроенных нетрадиционных коллекторов, таких как формация Марцеллус в США или баженовская свита в России.
Список литературы
1. Dow W.G. How Plant and Animal Remains Become Oil and Gas: A Geochemical Perspective // AAPG Search and Discovery. – 2011. – Article No. 40830. – http://www.searchanddiscovery.com/documents/2011/40830dow/ndx_dow.pdf?q=%2BauthorStrip%3Adow+-isMeet...
2. Jarvie D.M., Baker D.R. Application of the Rock-Eval III oil show analyzer to the study of gaseous hydrocarbons in an Oklahoma gas well // 187th ACS National Meeting. St. Louis, Missouri, April 8–13, 1984. – http://wwgeochem.com/references/JarvieandBaker1984 ApplicationofRock-Evalforfindingbypassedpayzones.pdf
3. Jarvie D.M. Shale resource systems for oil and gas: Part 1. Shale-gas resource systems, In Breyer JA, editor. Shale reservoirs // Giant resources for the 21st century: AAPG Memoir 97. – 2012. – P. 69–87.
4. Jarvie D.M. Shale resource systems for oil and gas: Part 2. Shale-oil resource systems, In Breyer JA, editor. Shale reservoirs // Giant resources for the 21st century: AAPG Memoir 97. – 2012. – P. 89–119.
5. Peters K.E. Guidelines for Evaluating Petroleum Source Rock Using Programmed Pyrolysis // AAPG Bull. – 1986. – V. 70. – N 3. – P. 318–329.
6. Spectrum of pore types and networks in Mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores / R.G. Loucks, R.M. Reed, S.C. Ruppel, U. Hammes // AAPG Bull. – 2012. – V. 96. – N 6. – P. 1071–1098.
7. Petrophysical Evaluation for Enhancing Hydraulic Stimulation in Horizontal Shale Gas Wells / D. Buller, S.N. Hughes, J. Market [et al.] // SPE-132990. – 2010.
8. Jarvie D.M. Unconventional shale-gas systems: The Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenetic shale-gas assessment // AAPG Bull. – 2007. – V. 91. – N 4. – P. 475–499.
