Экспериментальное и модельное обоснование предотвращения осложнений при извлечении трудноизвлекаемых запасов нефти ачимовских отложений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Волошина Анастасия Александровна

• Волошина Анастасия Александровна
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Волошина Анастасия Александровна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГО-

ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

ГЛАВА 2. ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ

ГЛАВА 3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ КОЛЬМАТАНТОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

3.1 Взаимосвязь минералогического состава пород и фациальной принадлежности

3.2 Физическое моделирование процессов кольматации на натурных

образцах керна

3.2.1 Описание пористой среды натурного керна и экспериментальных методов

3.2.2 Фильтрация минерализованной воды различной минерализации через керн продуктивной породы. Влияние минерализации на проницаемость породы

3.2.3 Фильтрация растворов минерализованной воды хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типа, склонных к образованию малорастворимых солей in situ через керн продуктивной породы

3.2.4 Физическое моделирование отложений асфальтенов в пористой среде и

их влияние на проницаемость керна

3.2.5 Влияние содержания микроорганизмов (микробного полисахарида) в закачиваемой воде на проницаемость керна

3.2.6 Влияние ТВЧ в закачиваемой воде на проницаемость керна

3.2.7 Рейтинг осложняющих факторов

ГЛАВА 4. МЕТОДОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ДЛЯ УСЛОВИЙ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ. РИСК ВЫПАДЕНИЯ

ТЯЖЕЛЫХ КОМПОНЕНТОВ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА (ПЗП).... 110 ГЛАВА 5. ТЕСТИРОВАНИЕ СОВМЕСТИМОСТИ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ, ПОРОДЫ С ХИМИЧЕСКИМИ РЕАГЕНТАМИ, ПРИМЕНЯЮЩИМИСЯ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ. АНАЛИЗ СМЕШИВАЕМОСТИ КИСЛОТ С НЕФТЬЮ И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ДАЛЬНЕЙШЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ

5.1 Оценка риска выпадения и кольматации ПЗП тяжелыми компонентами нефти для рассматриваемой территории при смешении с ингибированной

соляной кислотой и глинокислотой

ВЫВОДЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экспериментальное и модельное обоснование предотвращения осложнений при извлечении трудноизвлекаемых запасов нефти ачимовских отложений»

Актуальность темы исследования

Большая часть нефтяных месторождений находится на поздних стадиях разработки и, как следствие, снижается доля извлекаемых запасов нефти. В таких условиях большую роль играет вовлечение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ), на долю которых в Российской Федерации приходится более 67% от разведанных запасов, из которых на высоковязкие запасы нефти приходится 13%, на низкопроницаемые коллектора -38%, причем почти 90% ТРИЗ приходится на Западно-Сибирскую, Волго-Уральскую и Тимано-Печорскую нефтегазоносные провинции.

Рациональная разработка низкопроницаемых коллекторов с учетом их геологических особенностей является актуальной задачей. В связи с этим возникает необходимость в обосновании концептуальной модели осадконакопления, отражающей представление о стратиграфии, тектонике, седиментации и морфологии отложений. Кроме того, она устанавливает закономерности пространственного изменения пород.

Разработка трудноизвлекаемых запасов, поддержание стабильности добычи, предотвращение возможных осложнений на месторождениях со сложной геологией - это необходимость современного процесса разработки месторождений. Для успешного решения данных вопросов необходимо проводить детальный анализ особенностей геологического строения каждого пласта, выявить и систематизировать причины и механизмы осложнений, связанных с взаимодействием пластовых флюидов и породы, осадкообразованием солей, нарушением стабильности нефти в пластовых условиях, и, как следствие, кольматации порового пространства продуктивных горизонтов. Для поддержания стабильной добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов актуальным является понимание процессов, приводящих к снижению проницаемости в зависимости от фациальной принадлежности зон пласта, адресного применения

технологий восстановления проницаемости (продуктивности/приемистости скважин) и кислотной стимуляции скважин с контролем осложнений, связанных с процессами ионного обмена и гидратации глин, образованием осадков нефтяных компонентов.

Степень разработанности темы

Исследованием, изучением и анализом продуктивных пластов ачимовских отложений, а также решением вопросов и проблем эффективной разработки занимались ученые и специалисты ООО «РН-БашНИПИнефть», ООО «РН-Юганскнефтегаз», ПАО «НК «Роснефть», АО «НК «Конданефть», ООО «ТННЦ», АО «СибНИИНП», ОАО «ВНИИнефть», АО «Башнефтегеофизика», ФГБОУ ВО УГНТУ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ГП ХМАО НАЦ РН им. В.И. Шпильмана, ЗАО «МИМГО», ООО «НИФ «Роснедра» и др.

Значимые научно-практические результаты в направлении уточнения геологического строения клиноформенных отложений и оптимизации разработки низкопроницаемых коллекторов опубликованы в работах В.А. Андреева, А.А. Ханина, В.А. Байкова, А.А. Трофимука, А.Э. Конторовича, В.В. Рагулина, Ю.А. Котенева, А.И. Волошина, Г.С. Дубинского, А.В. Колонских, А.Г. Телина, Л.Е. Ленченковой, В.Г. Уметбаева, Ю.В. Зейгмана, Д. Орлова, Ю.Н. Карагодина, М.Р. Гилеса, К.Г. Тайлора, Н.Е. Бакке, Ф. Сивана и др. В работах вышеуказанных авторов освещался вопрос о генезисе клиноформенных отложений, их строении и региональном распространении, рассматривалась проблема высокой изменчивости минералогии и фильтрационно-емкостных свойств пласта, изучалось влияние типа закачиваемой воды на нефтеотдачу, а также другие вопросы.

Одной из причин быстрого снижения продуктивности скважин, пробуренных в отложения клиноформенного комплекса, является снижение проницаемости пласта из-за неэффективных мероприятий по увеличению нефтеотдачи, проводимых без учета литологического состава пород, свойств флюидов и фациального районирования. Обобщение имеющегося опыта и

результатов, а также эксперименты, выполненные на современном оборудовании с учетом общепризнанных методик, позволяют на более качественном уровне обосновать связь минералогии пород пласта, свойств пластовых флюидов с механизмом снижения коллекторских свойств, обусловленных процессами гидратации и ионного обмена глинистых пород коллектора с пластовой водой, стабильностью компонентов нефти и вторичной седиментацией продуктов взаимодействия с технологическими жидкостями при осуществлении технологий стимуляции скважин для клиноформенных отложений Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Цель диссертационной работы

Целью исследования является выявление наличия взаимосвязи фациальных зон пластов клиноформенного комплекса и возможных осложнений при добыче углеводородов. Выявление факторов, влияющих на фильтрационно-емкостные свойства низкопроницаемых коллекторов с учетом фациальных зон пластов.

Основные задачи исследования

1. Установить фациальные обстановки осадконакопления и обосновать выбор концептуальной седиментационной модели их формирования.

2. Выявить особенности геологического строения коллекторов и флюидов клиноформенных отложений и их влияние на коллекторские свойства.

3. Провести анализ и выявить закономерности распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и фациальных зон с последующим выявлением их взаимосвязи с ухудшением коллекторских свойств пластов.

4. Исследовать причины возникновения процесса кольматации в продуктивных отложениях.

5. Выявить факторы, влияющие на интенсивность процесса кольматации.

Научная новизна

1. Установлены основные закономерности снижения проницаемости клиноформенных отложений в зависимости от фациальных зон и свойств

добываемых флюидов. Экспериментально установлены основные факторы снижения проницаемости низкопроницаемых коллекторов.

2. Установлена связь минералогии пород пласта, свойств пластовых флюидов с механизмом снижения коллекторских свойств, обусловленных процессами гидратации и ионного обмена глинистых пород коллектора с пластовой водой, стабильностью компонентов нефти и вторичной седиментацией продуктов взаимодействия с технологическими жидкостями при осуществлении технологий стимуляции скважин.

3. Разработаны критерии прогнозирования процессов снижения коллекторских свойств пластов, связанных с фациальными зонами.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в том, что разработан методический подход использования литолого-фациального строения ачимовских отложений с целью выявления взаимосвязи фациальных зон с последующими осложнениями при добыче углеводородов.

Практическая значимость работы

1. Разработаны методические основы для оптимизации технологий стимуляции притока к скважинам на основании установленных закономерностей снижения проницаемости клиноформенных пластов в зависимости от фациальных зон, свойств добываемых флюидов и экспериментально подтвержденных механизмов кольматации и снижения проницаемости коллекторов.

2. Установлена связь минералогии пород пласта, свойств пластовых флюидов с реализацией различных механизмов снижения коллекторских свойств, которая позволяет обоснованно выбирать технологию стимуляции скважин на основе специально разработанного алгоритма.

3. Разработаны критерии прогнозирования процессов снижения коллекторских свойств пластов, связанных с фациальными зонами.

Методология и методы исследований

Решение поставленных задач выполнено путем анализа скважинных и геолого-сейсмических данных, их систематизации, обобщения. Анализ и интерпретация данных, построение геологических моделей выполнены в специализированных программных комплексах PETREL (SCHLUMBERGER), CORELDRAW, РН-Гео. Исследования фильтрационно-емкостных свойств породы-коллектора при фильтрации через нее флюида выполнялись по общепризнанным методикам на установках, имитирующих пластовые условия, а также с использованием рентгеноструктурного анализа. К написанию диссертационной работы привлекались материалы, хранящиеся в территориальных геологических фондах, в том числе геолого-геофизическая скважинная информация, материалы и результаты теоретических и экспериментальных исследований.

Положения, выносимые на защиту

1. Факторы и механизмы снижения проницаемости клиноформенных пластов в зависимости от фациальных зон месторождения и свойств добываемых флюидов.

2. Связь минералогии пород пласта, свойств пластовых флюидов с механизмом снижения коллекторских свойств, обусловленных процессами гидратации и ионного обмена глинистых пород коллектора с пластовой водой, стабильностью компонентов нефти и вторичной седиментацией продуктов взаимодействия с технологическими жидкостями при осуществлении технологий стимуляции скважин.

3. Способы прогнозирования процессов снижения коллекторских свойств клиноформенных отложений в зависимости от фациальных зон месторождения.

Степень достоверности результатов проведенных исследований

Достоверность научных выводов и рекомендаций обоснована использованием общепризнанных методик обработки исходной литолого-

петрофизической и геолого-геофизической информации, проведением фильтрационных экспериментов и математического моделирования. Лабораторные исследования выполнены на сертифицированном оборудовании с лицензированным программным обеспечением. Использование статистического анализа обосновано представительной генеральной совокупностью (литолого-петрофизических исследований керна по 194 скважинам, интерпретацией геофизических исследований 5 тыс. скважин).

Основные положения исследования были представлены на международных научно-практических конференциях: «Практические аспекты нефтепромысловой химии» (Уфа, 2020), «Инновационные решения в геологии и разработке ТРИЗ» («Нефтяное хозяйство», online, 2021).

Соответствие диссертации специальности, по которой она представлена к защите

Рассмотренные в диссертации задачи: обоснование выбора концептуальной седиментационной модели формирования отложений, выявление особенностей геологического строения коллекторов и флюидов клиноформенных отложений и их влияния на коллекторские свойства, выявление закономерностей распределения фильтрационно-емкостных свойств и фациальных зон, определение факторов, влияющих на интенсивность процесса кольматации, охватывают вопросы, включенные в паспорт специальности 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений, а именно п. 3: «Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений».

Полнота изложения материалов диссертации в работах, опубликованных соискателем

Основное содержание работы полностью раскрывается в следующих публикациях, входящих в перечень рецензируемых научных изданий ВАК при Министерстве науки и высшего образования Российской Федерации:

1. Волошина, А.А. Прогнозирование образования аутигенных минералов в зависимости от фациальных зон коллекторов нефти / А.А. Волошина, Ю.А.

Котенев // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. -2021. - Т. 41. - № 4 (104). - С. 14 - 27 (Лично автором определена взаимосвязь аутигенных минералов с определенными обстановками осадконакопления, выявлена корреляционная связь между концентрацией аутигенных минералов в керне и пространственным положением скважины);

2. Волошина, А.А. Физическое моделирование кольматации порового пространства пористой среды низкопроницаемого коллектора / А.А. Волошина, Ю.А. Котенев // Нефть. Газ. Новации. - 2021. - № 9. - С. 34-38. (Лично автором проведено физическое моделирование процессов кольматации при фильтрации воды различной минерализации через керн, посредством экспериментальных исследований, обработка и интерпретация полученных результатов).

В других изданиях:

3. Волошина, А.А. Уточнение регионального геологического строения и нефтегазоносности на основе литолого-фациального моделирования в условиях ограниченной информации / А.А. Волошина, Ю.А. Котенев // Нефтегазовое дело. - 2021. - Т. 19. - № 6. - С. 13-20. (Лично автором построена литолого-фациальная модель рассматриваемой территории, проведен детальный анализ состава отложений);

4. Волошина, А.А. Инновационные химические и физико-химические технологии в нефтедобыче / А.А. Волошина, А.И. Волошин, В.В. Носов, И.В. Валекжанин, А.Ю. Пресняков, А.В. Фахреева, И.Р. Алимбеков, В.А. Докичев // Тезисы докладов Х международной научно-практической конференции «Практические аспекты нефтепромысловой химии». - 2020. - С. 20-21. (Лично автором обоснованы и разработаны предположения по снижению рисков осложнений при разработке объектов с трудноизвлекаемыми запасами для планирования геолого-технических мероприятий по стимуляции притока к скважинам).

5. Волошина, А.А. Экспериментальное и модельное обоснование предотвращения осложнений при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти

клиноформенных отложений / А.А. Волошина, Ю.А. Котенев, Р.В. Климин // Сборник докладов международной научно-практической конференции «Инновационные решения в геологии и разработке ТРИЗ». - 2021. - С. 8-9. (Лично автором выявлена взаимосвязь фациальных зон пластов и осложнений при добыче углеводородов. Экспериментально определены факторы, влияющие на фильтрационно-емкостные свойства низкопроницаемых коллекторов с учетом фациальной принадлежности).

Опубликованные работы полностью отражают содержание диссертационной работы, все основные положения и результаты, выносимые на защиту, отражены в публикациях автора.

Проверка диссертационной работы системой «Антиплагиат ВУЗ» показала, что оригинальный текст в документе составляет 86,15%, а 13,22% содержится в более чем 30 источниках, что соответствует требованиям оригинальности, предъявляемым к работам на соискание ученой степени кандидата наук. В диссертации отсутствуют заимствованные материалы без ссылок на авторов и источники заимствования.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, выводов, заключения, списка сокращений и условных обозначений, библиографического списка использованной литературы, включающего 92 наименования. Работа изложена на 152 страницах машинописного текста, содержит 66 рисунков, 24 таблицы и одно приложение.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

Сегодня по годовой добыче углеводородов, а именно нефти Российская Федерация (РФ) занимает второе место в мире. По прогнозам Министерства энергетики РФ средняя годовая добыча нефти на уровне 525-526 млн т в РФ сохранится до 2025 года [55]. Нефтегазовый комплекс для РФ - это база, на которой построена вся экономика, которая обеспечивает всю нашу большую страну и которая влияет на стабильность в мире [15, 50].

Вместе с тем в настоящее время наибольшая часть уникальных, да и просто крупных месторождений углеводородов (УВ) находится на поздних, последних стадиях разработки и, как следствие, снижается доля извлекаемых запасов нефти. Спасением в таких сложившихся условиях будет вовлечение в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ). На долю ТРИЗ нефти в РФ приходится 67% от разведанных, из которых на высоковязкие нефти - 13%, а на низкопроницаемые коллекторы - 38% (около 90% которых приходится на Западно-Сибирскую, Волго-Уральскую и Тимано-Печорскую нефтегазоносные провинции) [65, 54, 2].

Невзирая на нарастающую необходимость вовлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в активную разработку и их огромное значение для РФ в целом, на государственном уровне так и не принята полноценная методика отнесения запасов к категории трудноизвлекаемых. Так в соответствии с Федеральным законом от 08.08.2001 № 126-ФЗ из закона «О недрах» вовсе исключено упоминание о трудноизвлекаемых запасах [31].

Сегодня наиболее авторитетным и имеющим вес источником, предлагающим критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым (таблица 1.1), является Центральная комиссия по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра по УВС).

Критерии отнесения запасов нефти к трудноизвлекаемым по рекомендации ЦКР Роснедра по УВС показаны в таблице 1.1 [64].

Таблица 1.1 - Критерии отнесения запасов нефти к трудноизвлекаемым по рекомендации ЦКР Роснедра по УВС

Группы Критерии Ко.тиче сгвенньсе критерии

Аномальных не фт ей и нефтяных газов Вязкости нефтей В пластовых vcл овиях >3 0 сПз

Г азовый факт ор >200 м^ т

Да ел е:ние пер е жима <5% отР

Наличие сероводорода и углекислого газа >5%

Неб лагопр ия! ных коллекторов Низкопр о ница емых <0.03 мкм11

Низкопористых <&%

Пла сты пр ерывистые к<0.б

Пла сты сильнор а счлене иные к>з

Пла сты малой не фт ена сыще нно й мощности -

Терригенные< 2 м -

Карбонатные <4 м <55%

Низкой не фт ена сыще нно сти -

Пласты сдвойной пористостью и пр о ница емо стью Разница в 2 порядка

Контактных зон Контакт «нефть - пластовая вода » Н е фт ена сыще иная мощность<3 м

H ефтяная. газовая шапка Мощность газона сыщенно й частив 3 раза > не фт ена сыще нной части

Г орно -reo логттч е ские факторы, осложняющие (уд ор ожающие) бур е ние скважин и добычу нефти Глубина >4500 м

Аномальная пла стовая т емпер атур а >100°С;< 20°С

Аномально е пла стово е давле ние Ка> 1.7: Ка < 0.7

Много летнемерзлые породы Мощно сть > 100 м

Техно логич е екая Выр аб от анно сть (истоще нно сть) >0.7 НИЗ

Главным нефтегазодобывающим регионом РФ является Западная Сибирь. Основные залежи, вмещающие практически все запасы нефти и газа, включая трудноизвлекаемые, в этом регионе приурочены к терригенным породам-

коллекторам [52]. Поэтому в диссертационной работе будет рассмотрена территория Широкого Приобья Фроловской нефтегазоносной провинции Западно-Сибирской нефтегазоносной области, содержащая большую часть трудноизвлекаемых запасов с точки зрения условий и технологий, обеспечивающих наибольшую выработку запасов.

В Западной Сибири открыто множество нефтяных и газовых месторождений-гигантов, в которых содержатся основные запасы углеводородов. В основном в месторождениях-гигантах скопление углеводородов связано со структурными ловушками [61]. В таких месторождениях очень часто коллектор имеет хорошие свойства и высокие проницаемости пластов, что облегчает и делает менее капиталозатратными их разработку.

Как уже говорилось, время месторождений с «легкими» коллекторами прошло, наступает время залежей со сложной геологией и трудно-извлекаемыми запасами.

Рассматриваемая территория относится к месторождениям - гигантам, у нее есть особенность - подавляющее большинство залежей нефти находится в неструктурных литологических ловушках. В таких ловушках нет пластовой законтурной воды (они представлены линзами, ограниченными со всех сторон глинами), которая имеет большое влияние на разработку месторождения [29]. Еще одной особенностью этих залежей является то, что они принадлежат ачимовскому комплексу отложений [19]. Совсем недавно отложения ачимовской толщи считались малоперспективными, но сейчас разработка данных пластов составляет 80% от всех разрабатываемых пластов.

Отложения ачимовской толщи низкопроницаемые, со средней

3 2

проницаемостью менее 2 10- мкм [20].

О происхождении ачимовских отложений до сих пор нет единого взгляда, но большинство ученых придерживаются мнения [32], что эти тела клиноформенной природы и отождествляются с их возрастными аналогами шельфовых пластов. Есть мнение, что ачимовская толща насыщалась не от

баженовской свиты [33], а основным источником генерации УВ были сами мощные тела морских клиноформенных отложений, объем которых превышает объем баженовской свиты в 3-6 раз. Сейчас все чаще геологи считают, что миграция нефти из баженовской свиты не была произведена совсем, на большей части площади нефть имеет низкую стадию зрелости, что противоречит предположению о возможной миграции в другие толщи [7].

На всей площади Западной Сибири встречаются залежи нефти в ачимовских отложениях. Это месторождения Приобское, Салымское, Приразломное, Северо-Салымское и Правдинское, Малобалыкское, Западно-Малобалыкское, Красноленинское и др. Среди зарубежных аналогов ачимовского комплекса можно назвать такие месторождения как Kuparuk и Alpine в США, штате Аляска [48, 20, 53], также отложения месторождения Баккен, которое ошибочно считают аналогом баженовской свиты, более похожи на отложения ачимовской толщи и представляют частое переслаивание алевролито-песчаных пород.

Помимо факта глубоководных условий осадконакопления, который отражается в низкой проницаемости пластов, а также сильной изменчивости свойств по латерали и малым толщинам коллекторов, на сложность разработки влияет минеральный состав глинистого материала. В основном, влияние отражается в набухаемости пород, а именно при заводнении, когда происходит взаимодействие скелета пород и глинистого материала с закачиваемой водой [30, 42, 78, 75].

С точки зрения нефтеносности в разрезе интерес представляют Юрская и Меловая системы. Юрская система в большинстве случаев представлена всеми тремя отделами, в строении которых выделен нижний комплекс, состоящий из континентальных отложений, и группирующей осадки ягельной, горелой и тюменской свит, и верхний, морского генезиса, включающий абалакскую и баженовскую свиты.

В тюменских отложениях, на сегодняшний день, нефтеносность выявлена в основном в пластах ЮС3, ЮС2, которая развита на всей территории

месторождения. Как характерно для континентальных отложений, разрез представлен неравномерным переслаиванием тонких неоднородных прослоев песчаника и алевролита. Разрез осложнен высокой глинистостью и прослоями углей, что усложняет интерпретацию продуктивных интервалов геофизическими методами.

В отложениях абалакской свиты продуктивные пласты выделены в западных частях провинции. С каждым годом все больше появляется научных трудов, утверждающих, что данные отложения являются не только нефтематеринской толщей, но и способны отдавать часть подвижных флюидов, находящихся в интервалах тонких песчаных пропластков [3]. Отложения абалакской свиты перекрывает выдержанная по простиранию и по разрезу баженовская свита, которая является уникальным региональным маркирующим горизонтом Западно-Сибирской плиты. Несмотря на то, что баженовская свита сложена аргиллитами, глинисто-кремнистыми, карбонатно-кремнистыми породами, которые, как и в случае с абалакской свитой, являются в первую очередь нефтематеринскими, она находится в опытно-промышленной разработке.

Меловая система, представленная на изучаемой территории, имеет повсеместновстречающееся распространение и в возрастном отношении представлена двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел - отложения ахской, черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свит. Верхний отдел сложен осадками уватовской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Основные запасы углеводородов сосредоточены в пластах, которые относятся к отложениям черкашинской свиты, представленной, в основном, частым переслаиванием песчано-алевролитовых пород и аргиллитов и редко с включениями прослоев глинистых известняков и конкреций сидирита. По условиям залегания данные пласты имеют клиноформенный, линзовидный вид со смещением с севера на юг и с востока на запад. Толщина отложений свиты изменяется в пределах от 190 до 240 метров. Отложения черкашинской свиты перекрыты хорошим флюидоупором в виде викуловской, ханты-мансийской,

уватовской, кузнецовской, березовской, ганькинской свит, не представляющих интерес с точки зрения промышленной нефтеносности.

В палеогеновой системе в полном геологическом разрезе выделены следующие свиты: талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская [57]. Отложения четвертичной системы также не имеют нефтепромыслового значения, но при этом представляют интерес с позиции их возможного использования в качестве строительного материала или в иных целях горнодобывающей промышленности.

При геологическом изучении территории для формирования общих представлений о развитии рассматриваемого участка важно знать не только стратиграфическую последовательность накопления осадков, но и историю развития тектонических событий [34]. При формировании юрского комплекса отложений первостепенным является тектонический фактор, поэтому отложения продуктивных пластов ЮС2 и ЮС3 осложнены разломами [32]. В меловое время влияние тектоники снижается по сравнению с осадконакоплением, которое приобретает первостепенное значение, однако влияет на скорость вторичных преобразований [74, 89, 66, 87]. Современный структурный план юрских отложений изучен по горизонтам «Б» и «Т2». Наиболее достоверной и информативной картой является структурная карта по опорному отражающему горизонту «Б», который приурочен к отложениям баженовской свиты, и которая, как говорилось ранее, является региональным маркером. Вверх к палеогеновым отложениям просматривается значительное выполаживание локальных поднятий и депрессий, но их размеры сохраняются или изменяются незначительно.

С литолого-петрофизической точки зрения, породами коллекторов и покрышек рассматриваемой территории являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты с глинистым и карбонатным цементом [1, 62].

По минералогическому составу к полимиктовому типу с межзерновым типом порового пространства, заполняемого глинистым цементом, можно отнести рассматриваемые коллектора [6, 7]. Породообразующие компоненты

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Волошина Анастасия Александровна, 2022 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алексеев, В.П. Литология: учебное пособие / В.П. Алексеев. -Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 2001. - 249 с.

2. Алтунина, Л.К. Физико-химические технологии с применением гелей, золей и композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.В. Кувшинов. -[Электронный ресурс.] - Режим доступа: https: //geors .ru/media/pdf/04_Altunina_n_s .pdf

3. Андрусевич, В.Е. Модель формирования углеводородных скоплений в мезозое Западной Сибири в связи с прогнозом нефтегазоносности / В.Е. Андрусевич, О.И. Быстриков, И.А. Олли и др. // Моделирование нефтегазообразования. М.: Недра, 1992. - С. 80-85.

4. Ахпателов, Э.А. Атлас: Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа, Государственное предприятие ХМАО «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. ВИ Шпильмана» / Э.А. Ахпателов, В.А. Волков, В.Н. Гончаров. - Ханты-Мансийск: Изд-во «ИздатНаукаСервис, 2004. -148 с.

5. Бакиров, А.А. Литолого-фациальный и формационный анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа / А. А. Бакиров, А. К. Мальцева. - М: Недра, 1985. - 155 с.

6. Бакуменко, И.Т. Минералообразующие процессы: методическое пособие / И.Т. Бакуменко. - Новосибирск: Новосибирский гос. ун-т, 2001. - 80 с.

7. Баробошкин, Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные коллектора) / Е.Ю. Баробошкин. - Томск: Изд-во ЦППС НД, 2007. - 155 с.

8. Булатов, А.И. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. пособие для вузов / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю. М. Проселков. - М: Недра, 1999. - 424 с.

9. Валекжанин, И. В. Отложение гипса на Верхнечонском месторождении. Моделирование задавки ингибиторов в пласт / И. В. Валекжанин и др. // Экспозиция Нефть Газ. - 2016. - №. 4 (50). - С. 36-40.

10. Викулова, М.Ф. Фациальные типы глинистых пород (и их первичные литологические особенности) / М.Ф. Викулова, Ю.К. Бурков, А. В. Македонов, Н. Я. Тихомирова, А.И. Осипова, А.П. Феофилова, Г.В. Кулакова, Н.Н. Земова. - Л: Министерство геологии СССР ВСЕГЕИ, Недра. - 1973. - 288 с.

11. Вингалова, Е. В. Подземные воды апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса центральной части Западно-Сибирского мегабассейна / Е. В. Вингалова // Академический журнал Западной Сибири. -2011. - №. 2. - С. 5-6.

12. Волошина, А.А. Прогнозирование образования аутигенных минералов в зависимости от фациальных зон коллекторов нефти / А.А. Волошина, Ю.А Котенев // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. - 2021. - Т. 41. - № 4 (104). - С. 14 - 27.

13. Волошина, А.А. Уточнение регионального геологического строения и нефтегазоносности на основе литолого-фациального моделирования в условиях ограниченной информации / А.А. Волошина, Ю.А Котенев // Нефтегазовое дело. -2021. - Т. 19. - № 6. - С. 13-20.

14. Волошина, А.А. Физическое моделирование кольматации порового пространства пористой среды низкопроницаемого коллектора / А.А. Волошина, Ю.А Котенев // Нефть. Газ. Новации. - 2021. - № 9. - С. 34 - 38.

15. Гаврилов, В.П. Состояние ресурсной базы нефтедобычи в России и перспективы ее наращивания / В. П. Гаврилов, Е. Б. Грунис // Геология нефти и газа. - 2012. - № 5. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.gubkin.ru/faculty/geology_and_geophysics/chairs_and_departments/geolog y/Resourse%20base%20conditions.pdf

16. Гайфулина, Е. Ф. Использование результатов инверсионных преобразований при прогнозе потенциально продуктивных зон в интервале

Бажено-Абалакского комплекса (Красноленинский свод) / Е. Ф. Гайфулина, А. В. Новокрещин // Трофимуковские чтения. -2019. - С. 278-281.

17. Голф-Рахт, Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т. Д. Голф-Рахт. - M: Недра, 1986 - 608 с.

18. Гольдберг, В. М. Проницаемость и фильтрация в глинах / В. М. Гольдберг, Н. П. Скворцов. - М: Недра, 1986. - 160 с.

19. Губаев, Э. С. История освоения приобского нефтяного месторождения / Э. С. Губаев // Энергия науки. - 2017. - С. 585-589.

20. Гурари, Ф. Г. Строение и условия образования клиноформ неокома Западно-Сибирской плиты (история становления представлений) / Ф. Г. Гурари. -Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. - 140 с.

21. Дир, У. А. Породообразующие минералы / У.А. Дир, Р.А. Хауи, Дж. Зусман. - М: Мир, 1965. - Т. 1. - 371 с.

22. Дмитриевский, А.Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов / А.Н. Дмитриевский. - М: Недра, 1982. -230 с.

23. Дюбрул, О. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных / О. Дюбрул. - EAGE: Изд-во SEG, 2002. - 296 с.

24. Ежова, А.В. Литология: учебник / А.В. Ежова. - Томск: Изд-во ТПУ, 2007 - 336 с.

25. Жабин, А.В. Глинистые минералы как индикаторы фациальных обстановок в каменноугольных и девонских отложениях воронежской антеклизы / А.В. Жабин, А.В. Никитин // ВГУ. - Статья в сборнике трудов конференции 2014. - С. 260-269

26. Жемчужников, Ю.А. Что такое фация / Ю.А. Жемчужников // Литологический сборник. - 1948 - Вып. I. - С. 50-58.

27. Каждан, М.В. Восстановление литолого-фациальной обстановки формирования продуктивного горизонта с использованием современных геоинформационных технологий / М.В. Каждан, Ю.А. Котенев, Ш.Х. Султанов,

М.Р. Дулкарнаев // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2013. -№ 6. - С. 103-125.

28. Карагодин, Ю.Н. Седиментационная цикличность / Ю.Н. Карагодин. -М: Недра, 1980. - 242 с.

29. Карогодин, Ю. Н. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект / Ю. Н. Карогодин, С. В. Ершов, В. С. Сафонов и др. - Новосибирск: СО РАН НИЦ ОИГГМ, 1996. - 252 с.

30. Кашкаров, П. А. Обоснование применения водогазового воздействия на ЮЛТ Приобского месторождения / П.А. Кашкаров // Новые технологии-нефтегазовому региону. - 2016. - С. 116-118.

31. Клубков, С. Стимулирование разработки ТРИЗ поможет поддержать уровень добычи нефти в России / С. Клубков // Oil & Gas Journal Russia. Спецвыпуск: Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы. - 2015. - №. 6-7. - С. 6-11.

32. Конторович, А. Э. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде / А.Э. Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова и др. // Геология и геофизика. - 2014. - Т. 55. - №. 5-6. - С. 745.

33. Конторович, А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - Москва: Наука, 1975. - 678 с.

34. Конторович, В.А. Мезозойско-кайнозойская тектоника и нефтегазоносность Западной Сибири / В.А. Конторович // Геология и геофизика. -2009. - Т. 50. - № 4. - С. 461-474.

35. Котельников, Б.Н. Реконструкция генезиса песков: Гранулометрический состав и анализ эмпирических полигонов распределения / под ред. В.Н. Шванова / Б.Н. Котельников - Л: Издательство Ленинградского университета, 1989. - 132 с.

36. Кошовкин, И. Н. Отображение неоднородностей терригенных коллекторов при построении геологических моделей нефтяных месторождений / И. Н. Кошовкин, В. Б. Белозеров // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2007. - Т. 310. - №. 2. - С. 26-32.

37. Котельников, Д. Д. Кристаллохимические и морфолого-генетические особенности хлоритов в осадочном чехле земной коры. Статья 3. Геологическая интерпретация результатов изучения хлорита и его роль в нефтегазоносных отложениях / Д. Д. Котельников, К. Н. Зинчук и др. // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. - 2010. - №. 2. - С. 24-30.

38. Кудряшова, Л.К. Изучение литолого-фациальной модели для увеличения нефтеотдачи залежи на примере песчаных пластов тюменской свиты Красноленинского месторождения / Л.К. Кудряшова // Развитие минерально-сырьевой базы Сибири: от В.А. Обручева, М.А. Усова, Н.Н. Урванцева до наших дней: Материалы I Всероссийской геологической молодежной школы. - Томск, 2013. - С. 88-91.

39. Леворсен, А.И. Геология нефти / А.И. Леворсен. - М: Гостоптехиздат, 1956. - 487 с.

40. Лидер, М.Р. Седиментология. Процессы и продукты / М.Р. Лидер. -М: Мир, 1986. - 439 с.

41. Маркевич, П.В. «Турбидиты» и «флиш» без пояснений - опасные термины / П.В. Маркевич // Вестник ДВО РАН. - 2004. - № 4. - С. 95-105.

42. Машорин, В. А. Исследование вытесняющей способности смеси вод различных источников для поддержания пластового давления на примере Приобского месторождения / В. А. Машорин, О. В. Фоминых, М. А. Черевко // Территория Нефтегаз. - 2014. - №. 5. - С. 92-95.

43. Мельник, И. А. Определение интенсивности вторичных процессов в качестве индикаторов нефтенасыщенности пластов по данным промысловой геофизики / И. А. Мельник // Современные технологии нефтегазовой геофизики. -2019. - С. 5-14.

44. Меркулов, В.П. Исследование пространственной литого-петрофизической неоднородности продуктивных коллекторов месторождений нефти и газа / В.П. Меркулов, Л.А. Краснощекова // Известия ТПУ. - 2002. - Т. 305. - № 6. - С. 296-304.

45. Михайлов, Д.В. Текстурно-структурные особенности и фильтрационно-емкостные свойства нижнемеловых отложений фроловской нефтегазоносной области / Д.В. Михайлов, И.Н. Плотникова // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. - 2011. - С. 36-52.

46. Михайлов, С.П. Комплексный подход определения характера насыщения сложноорганизованной залежи УВ на севере ЛУ Приобского месторождения / С.П. Михайлов, Н.О. Новиков // Геология, геоэкология и ресурсный потенциал Урала и сопредельных территорий - 2016. - №4. - С. 254258.

47. Муромцев, В.С. Электрометрическая геология песчаных тел -литологических ловушек нефти и газа / В.С. Муромцев. - Л: Недра, 1984. -260 с.

48. Обзор нефтяных месторождений США | Neftegaz.RU (дата обращения июль 2021 года) [Электронный ресурс.] - Режим доступа: https://neftegaz.ru/analisis/oil gas/329259-obzor-neftyanykh-mestorozhdeniy-ssha/

49. Обровец, С.М. Литолого-фациальное районирование отложений межсолевого комплекса припятского прогиба - литологическая основа прогнозирования нетрадиционных ловушек углеводородов / С.М. Обровец, И.А. Яшин // Литосфера.- 2013. - № 2 (39). - С. 89-100.

50. Овинникова, К. Н. Современное состояние нефтегазового комплекса России и его проблемы / К.Н. Овинникова // Известия Томского политехнического университета. - 2013. - Т. 322. - №. 6. - С. 47-51.

51. Переволоцкая, Я.А. Комплексирование результатов литолого-фациальных и сейсмофациальных исследований внутрисолевой толщи припятского прогиба / Я.А. Переволоцкая, О.И. Зайцева, А.А. Главацкий, Е.А Калейчик // Геология, география и глобальная энергия. - 2019. - № 4 (75). - С. 1827.

52. Перспективная неоднородность // Сибирская нефть. Приложение «Технологии». 2013. № 100. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http: //old.gazpromneft.dzeta. 3 ebra.com/sibneft-online/arhive/2013 -april-projects/1094495/

53. Поднебесных, А.В. Методика экспресс-оценки выбора объекта-аналога для залежей углеводородного сырья на основе их геологических признаков / А.В. Поднебесных, А.Р. Хафизов // Научно-технический журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». - 2019. -№. 3. - С. 9-18.

54. Подопригора, Д.Г. Лабораторные исследования изменения фильтрационно-емкостных свойств полимиктовых песчаников при их вскрытии с использованием полимерного бурового раствора / Д.Г. Подопригора, А.В. Петухов, О.Б. Сюзев // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2015. - Т. 10. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://ngtp.ru/rub/12/10_2015.pdf

55. Презентация А.В. Новака «Итоги работы Минэнерго России и основные результаты функционирования ТЭК в 2014 году. Задачи на среднесрочную перспективу». - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http: //minenergo. gov.ru/no de/92

56. Рединг, Х.Г. Обстановка осадконакопления и фации / Х.Г. Рединг. -М: Недра, 1981 - 439 с.

57. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск 2003 г. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004 - 111 с.

58. Селли, Р.К. Дельтовые фации и геология нефти и газа / В кн.: Достижения в нефтяной геологии // Под ред. Г.Д. Хобсона. - М: Недра, 1980. - С. 201-227.

59. Спасенникова, К. А. Исследование влияния глинистых минералов на проницаемость горных пород при различной минерализации пластовой воды / К.А. Спасенникова, Б.В. Григорьев, А.А. Шубин // Вестник Тюменского государственного университета: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. - 2015. - Т. 1. - С. 69-75.

60. Староверова, В.Н. Фациальная модель формирования глинистых пород Акчагыла юго-востока Русской плиты / В.Н. Староверова, А.Д. Савко / СГУ, ВГУ // Вестник Воронежского университета. - 2004 - №1 - С. 14-29.

61. Трофимук, А.А. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири, системно-литмологический аспект / А.А. Трофимук. - Новосибирск: СО РАН НИЦ ОИГГМ, 1996. - 245 с.

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

63. Цихоцкая, Н.Н. Литолого-фациальные особенности обстановки раннего мела на западе северо-западного шельфа черного моря / Н.Н. Цихоцкая, А.В. Рябуха // Геологичний журнал. - 2008. - № 2. - С. 27-34.

64. Шарф, И.В. Трудноизвлекаемые запасы нефти: понятие, классификационные подходы и стимулирование разработки / И.В. Шарф, Д.Н. Борзенкова // Фундаментальные исследования. - 2015. - № 2-16. - С. 3593-3597.

65. Якуцени, В.П. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе / В.П. Якуцени, Ю.Э. Петрова, А.А. Суханов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007. - Т. 2. - 329 с.

66. Bakke, N. E. Application of Seismic data and sequence stratigraphy for constraining a stochastic model of calcite cementation / N. E. Bakke, E. T. Ertresvag, A. Naess et al. // European 3-D Reservoir Modelling Conference. - OnePetro. - 1996. - P. 13 - 83.

67. Boek, E. S. Deep bed filtration modelling of formation damage due to particulate invasion from drilling fluids / E. S. Boek, C. Hall, P. M. J. Tardy // Transport in porous media. - 2012. - Т. 91. - №. 2. - P. 479-508.

68. Boronin, S. A. Modelling of injection well capacity with account for permeability damage in the near-wellbore zone for oil fields in Western Siberia / S. A. Boronin et al. // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - OnePetro. - 2017. DOI: 10.2118/187806-RU

69. Boronin, S. Multi-fluid model of suspension filtration in a porous medium / S. Boronin, A. Osiptsov, K. Tolmacheva // Fluid Dyn. - 2015. - 50 (6). - P. 759-768. https://doi.org/10.1134/S0015462815060058.

70. Chequer, L. Injectivity decline during low-salinity waterflooding due to fines migration / L. Chequer, A. Vaz, P. Bedrikovetsky // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2018. - T. 165. - P. 1054 - 1072.

71. Civan, F. Reservoir formation damage / F. Civan - USA: Gulf Professional Publishing, 2015 - 1114 p.

72. Fakhreeva, A. V. Carboxymethylcellulose sodium salt-effective "green" regent for management of calcium carbonate crystallization and nat-ural gas hydrate formation / A. V. Fakhreeva, A. I. Voloshin, F. F. Musin et al. // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. - IOP Publishing, 2019. - T. 525. - №. 1. - P. 012050.

73. Giles, M. R. Diagenesis: a quantitative prespective. - Dordrecht : Kluwer Academic Publishers, 1997. - 526 p.

74. Giles, M. R. The reservoir properties and diagenesis of the Brent Group: a regional perspective / M.R. Giles, S.V. Stevenson, S.V. Martin et al. // Geological Society, London, Special Publications. - 1992. - T. 61. - №. 1. - P. 289-327.

75. Guetni, I. Transport of EOR polymer solutions in low permeability porous media: Impact of clay type and injection water composition / I. Guetni, C. Marliere, D. Rousseau et al. // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. - T. 186. - P. 106690.

76. https://www.dissercat.com/content/zakonomernosti-izmeneniya-litologo-petrofizicheskikh-kharakteristik-terrigennykh-kollektoro-0

77. Khilar, K. C. The existence of a critical salt concentration for particle release / K. C. Khilar, H. S. Fogler // Journal of colloid and interface science. - 1984. -T. 101. - №. 1. - P. 214-224.

78. Lei, W. Water-sensitive damage mechanism and the injection water source optimization of low permeability sandy conglomerate reservoirs / W. Lei, H. Zhang, P.

Xiaodong et al. // Petroleum Exploration and Development. - 2019. - T. 46. - №. 6. -P. 1218-1230.

79. Liu, D. Quartz cement origins and impact on storage performance in Permian Upper Shihezi Formation tight sandstone reservoirs in the northern Ordos Basin, China / D. Liu, W. Sun, D. Ren et al. // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2019. - T. 178. - P. 485-496.

80. Minssieux, L. Core damage from crude asphaltene deposition / International Symposium on Oilfi eld Chemistry. - Houston, Texas: OnePetro, 1997. -SPE. - 37250 p.

81. Morad, S. (ed.). Carbonate cementation in sandstones: distribution patterns and geochemical evolution. - John Wiley & Sons, 2009. - T. 72. - 447 p. D0I:10.1002/9781444304893.ch1

82. Oddo, J.E. Why scale forms in the oil field and methods to predict it / J.E. Oddo, M.B. Tomson // SPE Production & Facilities. - 1994. - Vol. 9. - № 1. - P. 4754.

83. Orlov, D. Advanced analytics of self-colmatation in terrigenous oil reservoirs / D. Orlov, D. Koroteev // Journal of Petroleum Science and Engineering. -2019. - T. 182. - P. 106306.

84. Orlov, D. Self-Colmatation in terrigenic oil reservoirs of Eastern Siberia / D. Orlov, D. Koroteev, A. Sitnikov // Journal of Petroleum Science and Engineering. -2018. - T. 163. - P. 576-589., doi: 10.1016/j.petrol.2017.12.087

85. Reddy, M.M. The crystallization of calcium carbonate I: isotopic exchange and kinetics / M.M. Reddy, G.H. Nancollas // J. of Colloid. Interface Sci. - 1971. - Vol. 36. - № 2. - P. 166-172

86. Stamatakis, E. Scale prediction in liquid flow through porous media: A geochemical model for the simulation of CaCO3 deposition at the near-well region / E. Stamatakis, A. Stubos, J. Muller // J. of Geochemical Exploration. - 2011. - Vol. 108. - № 2. - P. 115-125

87. Taylor, K. G. Carbonate cementation in a sequence-stratigraphic framework: Upper Cretaceous sandstones, Book Cliffs, Utah-Colorado / K. G. Taylor,

R. L. Gawthorpe, C. D. Curtis et al. // Journal of Sedimentary Research. - 2000. - T. 70. - №. 2. - P. 360-372.

88. Voloshin, A. Technical and Economic Strategy in the Scale Deposition Management is an Important Factor in Enhancement the Efficiency of Oil Production / A. Voloshin, V. Ragulin, E. Neviadovskyi, I. Ganiev // SPE. - 2010. - SPE 138066. -P. 1 - 6. DOI: 10.2118/138066-RU

89. Walderhaug, O. Effect of meteoric water flow on calcite cementation in the Middle Jurassic Oseberg Formation, well 30/3-2, Veslefrikk Field, Norwegian North Sea / O. Walderhaug, P. A. Bj0rkum // Marine and petroleum geology. - 1992. - T. 9. - №. 3. - P. 308-318.

90. Wang, L. Clay stabilization in sandstone reservoirs and the perspectives for shale reservoirs / L. Wang // Advances in colloid and interface science. - 2020. - T. 276. - P. 102087. doi.org/10.1016/j.cis.2019.102087

91. Yuan, G. Coupled mineral alteration and oil degradation in thermal oil-water-feldspar systems and implications for organic-inorganic interactions in hydrocarbon reservoirs / G. Yuan, Y. Cao, N. Zan et al. // Geochimica et Cosmochimica Acta. - 2019. - T. 248. - P. 61-87.

92. Yuan, G. Reactive transport modeling of coupled feldspar dissolution and secondary mineral precipitation and its implication for diagenetic interaction in sandstones / G. Yuan, Y. Cao, J. Gluyas, Z. Jia // Geochimica et Cosmochimica Acta. -2017. - T. 207. - P. 232-255.

ПРИЛОЖЕНИЕ

АКТ ВНЕДРЕНИЯ Общество с ограниченной ответственностью

450045. Рсчкуйди ш Ьашнортостап, г. Уфа., у.ишз Сахалином, дом II Я. комната & ОГРН ]070277(Ю1ЛШ, ИНН 0277ЧШ270, К] III 027701001 Р.1; 40702Й ЮЮ«80000007и в Филиале ПАО«ЕАНК У РАЛСМЬ» в г Уфа

К^с 30Ю1В106000000007701, ЕИК 04807Э7ТО

н- Е1ро школе I веЕшыМ проЕсесс результатов ДЕЕССерТЛЛЛОЛЕЮЙ рапоты Ьолошеееюй Авжпсш Ллсксандровны но теме в/^кспервЕментальное и модельное обфсжщинс [|рс.чн1 вршцелви! осложнений при юишеннв труднождмежзеыых щщщв Еьефти ачвЕЛЕОвеквся отложений». Научный руководитель - доктор тпничкш наук, профессор КотсЕк.'я. Юрнй Алсихгап.

11р. 11.1ирн актом утверждаем, что научн ые результаты исиЕЛфлни!, прученные ЬОЛОШЛЕЕОЙ АЕШСГЛСНеЙ Л^ЕСКСаНДрОВНОЙ И рИ ВНООПНЕВЮ! ДЕЬеСерГаННОПЕЕОЙ райогы Н.1 тему «^нпернмеишьноф и им дел ьное обосшшшк ирелозеришеьшн Екложненнй при

ЕИВ.ПСЧС]ЗЕШ ТруДНОЕПВЛСВСаеМЫ М ИЩЦИ нефги рмновспа ПТТИ/Д1ЛНИ», ЯВЛЯЮТСЯ ОДНИМЕЕ ЕЕ1 ЕЕрПОрИТеТНЫХ стратегических ШЕфЛВ.к'ЕПШ для пооенованля ]9 ВЛеДрСНИЯ ТеХПОЛОПВЙ (.ММ.) -кРегуро* ЕЕрн р а эра пот ке обьопш с ^уднялпенасышш зивош)

Ф^ОЛОВС КОИ НефтеГаЮНОеНоН облаСТН И ПрНЕЕЯТЫ ДЛЯ рСаЛН1аЕ(ИН сгроевсгн ык решений по енжженню рисков ос.:ю;кнений в скважинах..

Отмечаем, что в данной работе сделан заметный шаг к сотданню научной оснолы для лонишеним >ффектвЕвноств1 разработки месторождений л плакированию на лх осЕюве геолагсипншнких меронрив геей и ииионлим'ыимл методов ствЕмуляЕ[ин Ефвггока к (шаквнш.

I Ьналюнк Отдела

тел: Л1347|2К6-]2-4Л. с-та|1: гсэил1и(я£!1|йли

Акт внедрении

I ю н м 1и еии н нефтеотдачи ЕЕластов, «.т.н.