Том 336 № 11 (2025)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2025/11/4978
Исследование влияния органических растворителей на деструкцию кернового материала
Актуальность. Для получения корректных результатов по фильтрационно-емкостным свойствам горных пород и последующего подсчета запасов углеводородов требуется проведение качественной пробоподготовки. Одним из этапов пробоподготовки является очистка порового пространства пород от углеводородов, солей, остатков бурового раствора и иных включений. Наиболее широко распространенным для очистки породы является метод экстракции, который, согласно государственным и отраслевым стандартам, является обязательным этапом подготовки образцов перед стандартным комплексом исследований. Зачастую процесс эффективной экстракции сопряжен с особенностями состава и строения объектов исследований, так как горная порода может быть извлечена с малых глубин, иметь низкую степень сцементированности, частичную или полную степень цементации зерен битумами, цементирующий минерал может быть чувствителен к экстрагенту и/или высокой температуре и так далее. Все перечисленное осложняет проведение качественной пробоподготовки и требует индивидуального подбора растворителя и методов экстракции. Цель. Подобрать методику и сформулировать рекомендации по снижению деструктивного влияния процесса экстрагирования на керновый материал конкретного месторождения. В настоящей работе для изучения был выбран керновый материал месторождения, расположенного на севере Самарской области и обладающего совокупностью отрицательных факторов: продуктивный пласт находится на глубине 50–200 м, порода представлена слабосцементированными и несцементированными песчаниками, нефтенасыщенность достигает 95 %, вязкость нефти около 27000 сП в пластовых условиях. Из-за низкой степени цементации и высокой степени насыщенности углеводородами образцы при проведении горячей экстракции имеют склонность к разрушению. По ранее изученным скважинам данного месторождения известно, что до 30 % образцов после экстракции приходят в негодность. Методы. Была рассмотрена двухэтапная экстракция: сначала предварительная – холодная экстракция шестью разными растворителями, оценка степени удаления углеводородов, влияние на деструкцию кернового материала, и далее горячая экстракция хлороформом, с обоснованием выбора именно этого растворителя. Результаты и выводы. Оптимальным для холодной экстракции является толуол. Если комбинировать метод предварительной, «холодной экстракции» с методом горячей экстракции хлороформом, то длительность термического воздействия на образцы сокращается с 9–10 до 5–7 дней, что положительно отражается на сохранении структуры и свойств минерального скелета породы.
Ключевые слова:
горная порода, пробоподготовка, исследование керна, экстракция образцов, органические растворители, фильтрационно-емкостные свойства
Библиографические ссылки:
1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (Физика горных пород). – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 367 с.
2. McPhee C., Reed J., Zubizarreta Iz. Core analysis: a best practice guide. – Amsterdam, Netherlands: Elsivier Publ., 2015. – 829 p.
3. Tiab D., Donaldson C.E. Petrophysics: theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties. 2nd ed. – Burlington, USA: Elsevier Publ., 2004. – 881 p.
4. Reproducing wettability in sandstone reservoir core material in laboratory core restorations / P. Aslanidis, S. Strand, I.D. Pinerez Torrijos, T. Puntervold // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – Vol. 208. DOI: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.10953.
5. Неволин А.И., Чижов Д.Б., Путилов И.С. Комплексный подход к определению остаточной водонасыщенности в лабораторных условиях на керне негидрофильных коллекторов месторождений нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2022. – Т. 365. – № 5. – С. 43–49. DOI: 10.33285/2413-5011-2022-5(365)-43-49.
6. Borre M.K., Coffey B.P. Multi-stage cleaning for routine core analysis in heavy oil-bearing carbonates // SPE Heavy Oil Conference. – Canada, Calgary, Alberta, Canada, June, 2014. DOI: 10.2118/170154-MS.
7. Особенности проведения лабораторных исследований негидрофильных пород-коллекторов / И.С. Путилов, Д.Б. Чижов, И.П. Гурбатова, А.И. Неволин // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2021. – Т. 332. – № 4. – С. 70–79. DOI: 10.18799/24131830/2021/04/3149.
8. Построение многоуровневых статистических моделей прогноза значений смачиваемости по восточно-ламбейшорскому и ярейюскому месторождениям / А.Д. Саетгараев, В.И. Галкин, И.С. Путилов, А.И. Неволин // Известия Томского политехнического университета, Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 5. – С. 63–69. DOI: 10.18799/24131830/2023/5/3960.
9. An integrated geomechanical, petrophysical, and petrographical study to evaluate the efficacy of a plug cleaning technique for ultra-low permeability rocks / A. Guedez, S. Govindarajan, D. Lambert, S. Keyes, R. Patterson, W. Mickelson, M. Aldin // Proc. of the 8th Unconventional Resources Technology Conference. – Austin, 20–22 July 2020. DOI: 10.15530/urtec-2020-2918.
10. Quantitative monitoring of cleaning time and wettability alteration of carbonate rocks during soxhlet cleaning / P. Soltani, S. Sadeghnejad, A. H. Dehaghani, R. Ashena // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2019. – Vol. 4. – P. 1334–1345. DOI: 10.2118/197066pa.
11. Core wettability reproduction: a new solvent cleaning and core restoration strategy for chalk cores / I. Piñerez, T. Puntervold, S. Strand, P. Hopkins, P. Aslanidis, H.S. Yang, M.S. Kinn // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – Vol. 195. – P. 2142–2147. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107654.
12. Influence of Soxhlet-extractable bitumen and oil on porosity in thermally maturing organic-rich shales / L. Wei, M. Mastalerz, A. Schimmelmann, Y. Chen // International Journal of Coal Geology. – 2014. – Vol. 132. – P. 38–50. DOI: 10.1016/j.coal.2014.08.003.
13. Effect of different polar organic compounds on wettability of calcite surfaces / I.K. Al-Busaidi, R.S. Al-Maamari, M. Karimi, J. Naser // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – Vol. 180. – P. 569–583. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.05.080.
14. Adsorption of polar organic components onto sandstone rock minerals and its effect on wettability and enhanced oil recovery potential by smart water / A. Mamonov, O.A. Kvandal, S. Strand, T. Puntervold // Energy & Fuels. – 2019. – Vol. 33. – P. 5954–5960. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.9b00101.
15. Бадмаева Ж.О., Рыжкова С.М., Ямкова Л.С. Холодная экстракция битумоидов // Методы исследования природных органических веществ. – Новосибирск: Наука, 1985. – C. 3–5.
16. Amott E. Observations relating to the wettability of porous rocs // Trans AJME. – 1959. – V. 216. – P. 156–162.
17. Dean E.W., Stark D.D. A convenient method for the determination of water in petroleum and other organic emulsions // Ind. Eng. Chem. – 1920. – Vol. 12. – P. 486–490. DOI: 10.1021/ie50125a025.
18. Физика пласта: методические указания к лабораторным работам / сост. Д.С. Тананыхин. – СПб: Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2015. – 39 с.
19. Саитов Р.М., Горшков А.М. Методические аспекты определения пористости и насыщенности порового пространства керна баженовской свиты // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2022. – Т. 2. – № 1. – С. 90–97. DOI: 10.33764/2618-981X-2022-2-1-90-97.
20. Зайцева К.В., Варфоломеев М.А., Маджидов Т.И. Исследование кооперативности водородного связывания ацетона с водой // Ученые записки Казанского университета. – 2012. – Т. 154. – С. 82–90.
