Опыт использования сухого керна ачимовской свиты для комплексного изучения поровых вод

UDK: 553.98:556.31

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-6-34-39

Ключевые слова: ачимовская свита, водосодержание, сухой керн, метод испарения, емкость катионного обмена (ЕКО), минерализация, водная вытяжка

Авт.: Е.С. Казак, к.г.-м.н. (МГУ имени М.В. Ломоносова); Н.В. Морозов (Группа компаний «Газпром нефть»); Е.А. Бакай, к.г.-м.н. (МГУ имени М.В. Ломоносова)

В статье представлены первые результаты изучения количества и состава поровых вод с использованием образцов старого, сухого или архивного керна ачимовской (АЧ) толщи. Образцы были отобраны на 12 различных месторождениях Западной Сибири более 10 лет назад на этапе разведки. Исследование состава поровых вод выполнено с помощью комплексного лабораторно-аналитического подхода. Установлено, что, несмотря на низкую проницаемость, образцы в ходе хранения потеряли практически всю свободную воду за счет испарения. При этом в поровом пространстве сохранились соли из пластовой воды, что позволило оценить диапазон ее минерализации (1,84–14,7 г/л). Полученные значения задают нижнюю границу минерализации поровых вод исследованных образцов и согласуются с данными прямого измерения их минерализации в интервалах отложений АЧ. Измеренный диапазон емкости катионного обмена (ЕКО) образцов пород АЧ изменяется незначительно (3,13–3,95 мг-экв/100 г породы) и типичен для отложений рассматриваемых глубин. Экспериментально показано, что архивный керн АЧ может быть эффективно использован для количественной оценки содержания связанной воды с последующим определением ее генезиса по данным изотопного состава и измерения ЕКО. Такая возможность обеспечивается высоким массовым содержанием глинистых минералов в образцах керна АЧ (44,6–55,8 %). Полученные результаты открывают принципиальную возможность информативного исследования образцов из государственных и частных кернохранилищ.

Список литературы

1. 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-205017-PA. – 2021. – http://doi.org/10.2118/205017-PA. – EDN: GUISYI

2. Kazak E.S., Kazak A.V. A Novel Laboratory Method for Reliable Water Content Determination of Shale Reservoir Rocks // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 183. – P. 106301. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106301. – EDN: POZBPT

3. Kazak E.S., Kazak A.V. Comprehensive Studies of Formation Water for Achimov and Bazhenov Formations — Revitalizing Archived and Old Cores // SPE-208415-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2118/208415-MS. – EDN: ZGRXFB

4. Kazak E.S., Kazak A.V. Experimental features of cation exchange capacity determination in organic-rich mudstones // Journal of Natural Gas Science and

Engineering. – 2020. – V. 83. – P. 103456. – https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103456. – EDN: BZTBAO

5. Геохимические критерии нефтегазоносности мезозойских отложений юго-востока Западной Сибири (по результатам бурения скважин Восток-1, 3, 4) / А.Э. Конторович, Е.А. Костырева, В.Н. Меленевский [и др.] // Геология нефти и газа. – 2009. – № 1. – С. 4–12. – EDN: JWICIF

6. Complex Research of Reservoir Properties on Cores From Achimov Deposits / N.M. Dmitriev, M.N. Kravchenko, M.N. Dmitriev [et al.] // SPE-171259-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171259-MS. – EDN: UGFZPD

7. Khitrenko A.V., Musikhin A.D., Groman K. Reservoirs Characterization of Deepwater Sediments, Achimov Formation, Western Siberia, Russia // SEG International Exposition and Annual Meeting. – 2018. – https://doi.org/10.1190/segam2018-2984486.1

8. Handwerger D.A., Keller J., Vaughn K. Improved Petrophysical Core Measurements on Tight Shale Reservoirs Using Retort and Crushed Samples // SPE-147456-MS. – 2011. – https://doi.org/10.2118/147456-MS

9. Saidian M., Godinez L.J., Prasad M. Effect of Clay and Organic Matter on Nitrogen Adsorption Specific Surface Area and Cation Exchange Capacity in Shales (Mudrocks) // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2016. – V. 33. – P. 1095–1106. –https://doi.org/10.1016/j.jngse.2016.05.064

10. Gall B.L., Volk L.J., Raible C.J. Semiautomated Method for Cation-Exchange-Capacity Determination of Reservoir Rocks // SPE-9873-PA. – 1983. – P. 231–237. – http://doi.org/10.2118/9873-PA

11. Derkowski A., Marynowski L. Reactivation of Cation Exchange Properties in Black Shales // International Journal of Coal Geology. – 2016. – V. 158. – P. 65–77. –https://doi.org/10.1016/j.coal.2016.03.002. – EDN: WUGCVX

12. Petrophysical and Mechanical Properties of the Lower Silurian Perspective Oil/Gas Shales of Lithuania / S. Šliaupa, S. Lozovskis, J. Lazauskienė [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2019. – V. 79. – P. 103336. –https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103336. – EDN: PPMLQO

13. Appelo C.A.J., Postma D. Geochemistry, Groundwater and Pollution. – London: A.A. Balkema Publishers, 2005. – https://doi.org/10.1201/9781439833544

14. Попов В.Г., Абдрахманов Р.Ф. Ионообменная концепция в генетической гидрогеохимии / Под ред. В.Г. Попова. – Уфа: Гилем, Башкирская энциклопедия, 2013. – 356 с.

15. Мелантерит и ссомольнокит как продукты выветривания пирита баженовской свиты / Ю.Н. Занин, Г.М. Писарева, А.Г. Замирайлова [и др.] // Литология и полезные ископаемые. – 2009. – № 3. – С. 294–296. – EDN: KFPDYH