Методическое обоснование достоверности определения фильтрационно-емкостных свойств и структуры порового пространства неоднородных глинизированных коллекторов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Маляренко Алина Михайловна

• Маляренко Алина Михайловна
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Маляренко Алина Михайловна

ВВЕДЕНИЕ

1 ОСОБЕННОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ И ГЛИНИЗИРОВАННЫХ ПЛАСТОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ НИЖНЕГО МЕЛА

1.1 Некоторые причины, обусловившие формирование продуктивных пластов нижнемелового возраста как сложного

1.2 Влияние геологического строения пласта на выработку запасов нефти

1.3 Выводы

2 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КЕРНОВОГО МАТЕРИАЛА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ, ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПО ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОМУ СОСТАВУ СТАТИСТИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

2.1 Методы лабораторных исследований

2.2 Результаты лабораторных исследований и их систематизация

2.3 Прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств, структуры порового пространства и остаточной водонасыщенности по гранулометрическому составу статистическими методами

2.3.1 Сводные статистические характеристики исследуемых параметров

2.3.2 Оценка взаимосвязи фильтрационно-емкостных свойств, структуры порового пространства и гранулометрического состава

исследуемых образцов

2.3.3 Оценка взаимосвязи распределения частиц по размерам и основными фильтрационно-емкостными и структурными свойствами

2.4 Выводы

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ НЕОДНОРОДНЫХ ГЛИНИЗИРОВАННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В СВЯЗИ С ИХ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕНИЕМ

3.1 Изучение влияния смачиваемости на фильтрационно-емкостные свойства

пород-коллекторов

3.1.1 Исходные данные лабораторного исследования керна

3.1.2 Оценка взаимосвязи смачиваемости с основными фильтрационно-емкостными свойствами

3.1.3 Анализ полученных результатов

3.2 Влияние глинистости породы на коллекторские свойства

3.2.1 Результаты исследования керна

3.2.2 Анализ полученных результатов

3.3 Методические подходы при изучении физических свойств неоднородных глинизированных пород-коллекторов

3.3.1 Постановка задачи

3.3.2 Методика исследования

3.3.3 Анализ полученных результатов

3.4 Вывод

4 ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ОЦЕНКИ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ И СТРУКТУРА ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА КОЛЛЕКТОРОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КАПИЛЛЯРИМЕТРИИ

4.1 Связь параметров математической модели кривых капиллярного давления с порометрическими характеристиками пласта-коллектора

4.2 Оценка абсолютной проницаемости пород-коллекторов с использованием гантельной модели пустотного пространства по кривым капиллярного давления

4.3 Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа на основе капилляриметрических исследований

4.4 Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Для месторождений с неоднородными терригенными пластами, у которых активные запасы нефти выработаны более чем на 60 %, необходимо установить закономерность распределения остаточных запасов углеводородов, с учетом структурных и физико-химических свойств коллектора. Механизм вытеснения углеводородов сложный, так как на него влияют многие факторы, определяющие процесс разработки залежи, в том числе структура порового пространства, а именно: пористость, распределение пор и частиц породы по размерам, геометрия пор, удельная поверхность, а также характер насыщения порового пространства флюидом и степень его гидрофобизации. От смачиваемости породы зависят остаточная нефте- и водонасыщенность, величина капиллярного давления, коэффициент вытеснения нефти водой, фазовая проницаемость. Фильтрационные свойства пород-коллекторов обусловлены как размерами пустотного пространства, так и удельным соотношением пор разной величины, степенью их взаимосвязи и расположения. Для разработки достоверных и надежных методов количественной оценки проницаемости по данным емкостных параметров необходимо использовать более совершенные модели геометрии пустотного пространства.

На завершающих этапах разработки нефтяных залежей особенно важно детальное понимание фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород, которые определяются вещественным составом коллектора, насыщающего его и дренирующимся через него флюидом.

Степень разработанности темы

Теоретические исследования и практическое изучение структурных особенностей порового пространства породы и его флюидонасыщение, возможных механизмов вытеснения нефти при различных физико-химических свойствах и параметрах пород коллекторов выполняли многие отечественные и зарубежные ученые В. Г. Базаревская, М. Н. Большаков, А. В. Джемесюк,

С. О. Денк, В. А. Кузьмин, Н. Н. Михайлов, Е. С. Ромм, Л. С. Сечина, Н. А. Скибицкая, W. G. Anderson, F. A. Dullien, M. Robin, R. A. Salatiel.

Коллекторские свойства пород, свойства пластовых флюидов, остаточная нефтенасыщенность и их влияние на полноту нефтеизвлечения залежей углеводородов нижнемелового возраста месторождений Западной Сибири представлены в научных трудах таких ученых и специалистов, как:

A. С. Абрамов, В. Е. Андреев, С. В. Архипов, Р. Т. Ахметов, В. Ф. Базив, С. А. Блинов, А. А. Бродский, Р. А. Валиуллин, В. Е. Гавур, А. Ш. Газизов, Р. Х. Гильманова, А. Т. Горбунов, В. А. Дроздов, С. А. Жданов, П. И. Забродин,

B. Ф. Колмогоров, В. Н. Корчемкин, Ю. А. Котенев, В. В. Кузнецов, Е. Ф. Кутырев, Р. Я. Кучумов, Н. Н. Лисовский, Г. Н. Малышева, Р. Н. Мухаметзянов, С. Ф. Мулявин, Ю. С. Назаренко, А. В. Насыбуллин, В. А. Петухов, О. В. Постникова, В. Т. Питкевич, В. И. Саунин, С. Г. Сафин, М. Д. Смышляева, В. П. Сонич, М. А. Токарев, В. А. Туров, В. Н. Федоров, К. М. Федоров, Э. М. Халимов, Н. Ш. Хайрединов, Н. И. Хисамутдинов, Г. С. Шальных, Н. В. Шарапова и др.

В работах указанных авторов рассмотрены проблемы влияния структуры порового пространства на остаточное нефтегазонасыщение пород, сделан анализ влияния смачиваемости на ФЕС продуктивных коллекторов, условия формирования микроструктурной смачиваемости, влияния геологических факторов на процесс вытеснения нефти. Однако, несмотря на глубокую и достаточную научную обоснованность указанных проблем, следует отметить, необходимость изучения взаимосвязи дисперсного и порового состава коллекторов с характером вытеснения нефти, прогнозирования ФЕС и характера смачиваемости, методического обеспечения обработки результатов лабораторных исследований для залежей нефти месторождений Сургутского нефтегазоносного района (НГР).

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методическое обоснование достоверности определения фильтрационно-емкостных свойств и структуры порового пространства неоднородных глинизированных коллекторов»

Цель работы

Повышение достоверности определения степени смачиваемости и прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств и структуры порового пространства неоднородных глинизированных пород-коллекторов.

Задачи исследования

1. Оценка влияния размера частиц и пор породы на ФЕС и структуру порового пространства породы.

2. Разработка методики прогнозирования ФЕС, структуры порового пространства и остаточной водонасыщенности по гранулометрическому составу.

3. Исследование взаимосвязи смачиваемости, ФЕС, глинистости и характера насыщения флюидом пород пласта БС10.

4. Обоснование наиболее совершенной модели пустотного пространства гранулярного коллектора, количественные оценки его проницаемости и гидравлической извилистости поровых каналов.

Научная новизна диссертации

1. Разработана методика прогнозирования фильтрационно-емкостных свойств, структуры порового пространства и остаточной водонасыщенности по гранулометрическому составу.

2. Предложено методическое решение, позволяющее повысить достоверность определения значения смачиваемости для низкопроницаемых пород с высоким содержанием глинистого материала (пористость менее 10 %,

л

проницаемость менее 0,001 мкм , относительная глинистость более 0,5 долей ед.).

3. На основе анализа кривых капиллярного давления предложено комплексное методическое решение оценки проницаемости и гидравлической извилистости коллекторов с гантельной моделью пустотного пространства.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в том, что получены зависимости ФЕС пород от вещественного состава пород, оценено влияние смачиваемости и глинистости на величину вытеснения нефти, обоснованы граничные критерии нефтенасыщенности пород-коллекторов пластов БС10, оценено влияние степени дисперсности породы на основные ФЕС и структуру порового пространства.

Практическая значимость работы:

— по установленным статистическим зависимостям с достаточной степенью точности возможно рассчитывать основные ФЕС и получить данные о

структуре порового пространства терригенных полимиктовых пород-коллекторов нижнемелового возраста Сургутского НГР;

— для пластов БС101 и БС102 Сугмутского и Суторминского месторождений возможно выделить зоны низкопроницаемого гетерогенного или гидрофильного коллектора, содержащего остаточные запасы нефти;

— полученные зависимости остаточной водонасыщенности, проницаемости, коэффициента вытеснения могут быть использованы для построения кривых относительных фазовых проницаемостей;

— полученные результаты способствуют повышению точности при построении геолого-гидродинамических моделей;

— результаты проведенных исследований могут быть применены для количественной оценки абсолютной проницаемости, а также при разработке методики прогноза фазовых проницаемостей для нефти и воды в условиях продуктивных пластов Западной Сибири.

Методология и методы исследований

Поставленные задачи решались обобщением, систематизацией и анализом результатов лабораторных исследований по определению ФЕС и параметров, характеризующих структуру порового пространства породы-коллектора. Исследования выполнены на специализированном оборудовании по общепринятым, стандартным и апробированным методикам. При проведении экспериментальных исследований использованы образцы керна стандартного размера. Результаты исследований получены на основе использования методов статистического анализа с оценкой достоверности представленных моделей.

Положения, выносимые на защиту:

1. Методика прогнозирования ФЕС, структуры порового пространства и остаточной водонасыщенности по гранулометрическому составу.

2. Методика оценки абсолютной проницаемости коллекторов по кривым капиллярного давления с использованием гантельной модели пустотного пространства.

3. Методика количественной оценки гидравлической извилистости коллекторов на основе капилляриметрических исследований и при использовании гантельной модели.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность научных выводов и рекомендаций обоснована использованием общепризнанных и апробированных методик выполнения экспериментальных исследований, выполненных на высокоточном оборудовании с использованием естественных образцов породы-коллектора, а также качественным и количественным совпадением авторских результатов с результатами, представленными в независимых источниках по данной тематике. Представленные статистические модели получены на больших массивах данных с оценкой качества исходной информации.

Основные положения исследований представлены на научно-практической конференции "Разведочная геофизика: проблемы и перспективы" (Уфа, НПФ "Геофизика", 2011), VII Международной научно-практической конференции "Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике" (Уфа, БашГУ, 2018), Международной научно-технической конференции "Современные технологии в нефтегазовом деле" (Уфа, УГНТУ, 2018), Международной научно-практической конференции "Состояние и перспективы эксплуатации зрелых месторождений" (Актау, "КазНИПИмунайгаз", Казахстан, 2019). Международной научно-технической конференции "Инновации и перспективы развития горного машиностроения и электромеханики: IPDME 2019 (Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский горный университет, 2019), Annual Technical Conference and Exhibition (Denver, USA, SPE, 2020), Международной научно-технической конференции "Современные технологии и инновации в науке и промышленности": HIRM-2020 (Красноярск, Россия, 2020), Международной конференции по инновациям, физическим исследованиям и цифровизации в горном деле: IPDME 2020 (Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский горный университет, Россия, 2020).

Публикации

Основные результаты опубликованы в 16 научных трудах, в том числе в 4 статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки России и в 5 публикациях в изданиях, входящих в международную реферативную базу Scopus и Web of Science.

Структура и объём работы

Диссертационная работа объемом 137 страниц состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы из 116 наименований, включает 42 рисунка и 20 таблиц.

Благодарность

Автор выражает искреннюю благодарность за ценные советы и поддержку профессору Ю. А. Котенёву, канд. техн. наук С. А. Блинову, профессору Р. Т. Ахметову.

1 ОСОБЕННОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ И ГЛИНИЗИРОВАННЫХ ПЛАСТОВ В ОТЛОЖЕНИЯХ НИЖНЕГО МЕЛА

1.1 Некоторые причины, обусловившие формирование продуктивных пластов нижнемелового возраста как сложного

Сургутский нефтегазоносный район, к которому приурочены рассматриваемые и исследуемые месторождения нефти, характеризуется сложным геологическим строением (рисунок 1.1). Сложное геологическое строение залежей нижнемелового возраста обусловлено рядом причин, в том числе условиями формирования резервуаров, вторичным преобразованием коллекторов, техногенным воздействием на продуктивный пласт и др. Это отмечено в большом количестве научных трудов, в работах, выполненных в соответствии с регламентными документами на разработку месторождений, а также в опубликованных исследованиях по изучению (доизучению) геологического строения нефтегазоносного района, зоны, области.

Из обобщения и анализа научной и научно-технической литературы [1-9] по условиям формирования основных нефтегазоносных комплексов следует отметить, что в нижнемеловом разрезе выделяются зоны с тремя или двумя циклами осадконакопления. Нижний цикл осадконакопления прослеживается относительно устойчиво по всей площади и представлен в основании глинистой пачкой, одновременно являющейся подошвой всего пласта, и опесчанивается вверх по разрезу. По мощности цикл составляет приблизительно половину всей толщины пласта. В основании второго цикла также лежат глинистые слои, которые изменяются по толщине, но, тем не менее, прослеживаются в пределах изучаемой территории.

Касательно основных пластов, рассматриваемых в диссертации, БС101 и БС102 можно утверждать, что их развитие по площади крайне неравномерно и слабо связано с современным структурным фактором, кроме того, осложнено эрозионными врезами. Наличие эрозионной границы некоторыми специалистами

объясняется существованием гидродинамического раздела, что явилось следствием существенного различия в уровнях ВНК рассматриваемых пластов.

Рисунок 1.1 — Обзорная схема расположения месторождений —

объектов исследования

Нестабильность бассейна осадконакопления, образование врезов и их заполнение привело к формированию неоднородного коллектора по вещественному составу. В образовавшихся врезах накапливались преимущественно песчаные отложения с небольшой примесью глинистого материала. Наибольшему размыву и, как следствие, формированию неоднородного коллектора подверглись западная, северная и, частично, восточная часть Суторминской структуры. Разные циклы осадконакопления определили различный характер разреза, так, в пласте БС102 песчанистость отложений вверх по разрезу увеличивается, тогда как в пласте БС101 она либо монотонна, либо уменьшается. Зоны развития коллекторов в пласте БС102 характеризуются малыми суммарными толщинами (0,4-6,6 м) и иногда представляют собой переслаивание

песчаников, глинистых песчаников и алевролитов. Для пласта БС101 характерна зональность: большие толщины (4,0-17,3 м) представлены монолитными песчаниками, характерными для русловых или баровых отложений, малые толщины (0,4-6,6 м) представлены тонким чередованием прослоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласт БС102 не выдержан по мощности. Расчлененность по скважинам колеблется от 1 до 12 прослоев, в среднем равна 4.

Л

Малые толщины пласта БС10 (до 0,4 м) обусловлены удалением от источника сноса осадочного материала, наблюдается уменьшение эффективных толщин [10].

Палеографические карты А. Э. Конторовича, С. В. Ершова, В. А. Казаненкова и других (2014 г.), описанные в работе «Палеогеография ЗападноСибирского осадочного бассейна в меловом периоде», построены исходя из модели лавинного бокового заполнения в волжско-барремское время относительно глубоководного морского бассейна в регрессивный этап крупного седиментационного цикла.

Для рассматриваемых Сугмутского и Сутроминской группы месторождений на этом этапе глубина моря составляла 200-400 м, и данная область занимала центральную и северную части Западно-Сибирской депрессии. В период валанжинского времени глубина морского бассейна составляла 400 м. В глубоководных областях бассейна осадконакопления продолжали формироваться подачимовские тонкослоистые, слабоуглеродистые глины, а также песчано-алевритовые линзы глубоководных конусов выноса ахской, сортымской, мегионской и шуратовской свит [7].

Неоднородное строение осадочных толщ, различие в проницаемости песчаных тел и их невыдержанность по латерали, а также существование мелких положительных структур насыщенных нефтью еще до начала этапа переформирования залежи определили неравномерность его заполнения флюидом при прошедших неотектонических движениях. Данное обусловлено тем, что в высокопроницаемых породах движение углеводородов было более быстрым и возникали конусы высокой насыщенности. В породах с низкими коллекторскими свойствами развивались заливообразные тела с низкой нефтенасыщенностью. Подобные недонасыщенные пласты расположены как на

окраинах залежи, так, в ее центральной приподнятой части. Кроме того, в этих же зонах залежи встречаются песчаные низкопроницаемые прослои с подвижной водой [11].

Иным представляется строение пласта БС9, имеющего вид клиноформы (рисунок 1. 2). Пласт БС9 характеризуется резким возрастанием общих толщин осадков в регрессивной части.

Разрез осадочной толщи представлен набором циклитов (рисунок 1.3), так как происходило наращивание мелководных шельфовых террас в результате трансгрессивно-регрессивного режима развития бассейна осадконакопления. В результате увеличения глинизации нижней пачки песчаников по направлению с запада на восток происходит уменьшение толщины и полное выклинивание песчаных пластов.

1 — глины; 2 — песчаники и алевролиты; 3 — залежи нефти, газа;

4 — битуминозные аргиллиты Рисунок 1.2 — Схематический геологический профиль неокомских отложений Среднего Приобья (Нестеров, Шпильман, Плавник, Судат, 1985) [14]

1 — битуминозные глины; 2 — алевритистые глины; 3 — пески; 4 — фациальные замещения; 5 — перерывы; 6 — типы разрезов: А — дефициентный (начальный, соответствует фондоформе), Б — полный (соответствует клиноформе), В — транзиентный (непостоянный, неполный, соответствует ундоформе) Рисунок 1.3 — Модель трансгрессивно-регрессивного циклита позднеюрско-неокомского некомпенсированного бассейна Западной Сибири [15]

Изучение керна позволило отметить, что пласты представлены песчаниками мелкозернистыми, с различной примесью алевролитового материала, и в меньшей степени крупнозернистыми алевролитами песчанистыми или песчаными [16]. Авторы других литературных источников утверждают, что в верхней части разреза пласта идет переслаивание коллекторов с зонами глинизации, затем прослеживаются выдержанные по площади глины, которые отделяют нижние пропластки водонасыщенных коллекторов [11].

Высокая прерывистость и расчлененность, сложное линзовидное строение, расчлененность проницаемости пропластков, низкие нефтенасыщенные толщины изучаемых пластов обусловили сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. На ряду с этим необходимо отметить, что:

— породы всех групп продуктивных пластов БС, ачимовских и юрских отложений представлены переслаиванием однотипных разностей: песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами;

— коллекторами являются средне- и мелкозернистые песчаники и алевролиты с межзерновым типом порового пространства;

— коллекторы всех продуктивных пластов нижнего мела по минеральному составу представлены полимиктовыми песчаниками и алевролитами, в которых полевые шпаты незначительно преобладают над кварцем или находятся в равных соотношениях;

— структура порового пространства обусловлена как наличием первичной межзерновой пористости, так и пористости, образованной в результате постседиментационных процессов растворения и цементации обломочного материала по всему разрезу;

— вторичные преобразования зерен скелета пород продуктивного разреза для пластов группы БС это процессы выщелачивания, которые увеличивают поровое пространство пород и улучшают их фильтрационно-емкостные характеристики.

1.2 Влияние геологического строения пласта на выработку запасов нефти

Вопросы эффективной выработки запасов нефти из пластов нижнемелового возраста месторождений Западной Сибири, в том числе и Сургутского НГР, а также особенностей геологического строения рассмотрены и проанализированы в научных трудах: А. С. Абрамова, В. Е. Андреева, С. В. Архипова, Р. Т. Ахметова, В. Ф. Базива, С. А. Блинова, А. А. Бродского, Р. А. Валиуллина,

B. Е. Гавуры, А. Ш. Газизова, Р. Р. Ганиева, Р. Х. Гильмановой, А. Т. Горбунова,

C. В. Дворака, В. А. Дроздова, С. А. Жданова, П. И. Забродина, В. М. Ильина, В. В. Калашнева, А. С. Касова, В. Ф. Колмогорова, Т. Н. Кольчицкой, В. В. Корсунь, В. Н. Корчемкина, Ю. А. Котенева, В. В. Кузнецова, Р. М. Курамшина, Е. Ф. Кутырева, Р. Я. Кучумова, Н. Н. Лисовского, Г. Н. Малышевой, Н. Н. Михайлова, И. Т. Мищенко, Р. Н. Мухаметзянова,

С. Ф. Мулявина, Ю. С. Назаренко, Е. В. Николаевой, А. В. Овсюкова, В. А. Петухова, В. Т. Питкевича, В. И. Саунина, С. Г. Сафина, М. Д. Смышляевой, В. П. Сонича, М. А. Токарева, В. А. Турова, К. М. Федорова, Э. М. Халимова, Н. Ш. Хайрединова, Н. И. Хисамутдинова, Г. С. Шальных, Н. В. Шараповой и др.

Обобщение и систематизация литературы позволили выделить ряд основных геологических причин, влияющих на полноту нефтеизвлечения. Общим для всех продуктивных пластов Суторминского и Сугмутского месторождений является неравномерная выработка запасов по разрезу. Неравномерная работа пласта по разрезу обусловлена тем, что отдельные прослои работают с различной интенсивностью. В случае, например, Суторминского месторождения, когда одновременно разрабатываются пласты БС101 и БС9, основная добыча (95 %) осуществляется из пласта БС9, в отдельных скважинах пласт БС101 и вовсе не разрабатывается.

Выполненные недропользователем индикаторные исследования на нагнетательных скважинах группы пластов БС Суторминского месторождения подтверждают то, что:

— в большинстве случаев между нагнетательной и добывающей скважиной установлена хорошая гидродинамическая связь по каналам высокой проводимости;

— характер распределения фильтрационных потоков по различным направлениям свидетельствует о фильтрационной неоднородности пласта по латерали, что подтверждается направлениями и скоростями фильтрационных потоков;

— наличие каналов фильтрации может быть связано с образованием вторичной трещиноватости вследствие постседиментационных тектонических процессов и градиента давления между добывающими и нагнетательными скважинами, а также вследствие размыва и выноса рыхлых и слабо-сцементированных пород.

Результаты работ [11, 13, 16, 19, 22, 50], а также характеристики вытеснения свидетельствуют об опережающем обводнении продукции скважин, что осложнит достижение утвержденного КИН равного 0,344 долей ед. Высокая обводненность

и снижающийся темп отбора также свидетельствуют о невозможности достижения утвержденных значений нефтеотдачи.

Высокие значения обводненности продукции скважин могут быть обусловлены такими причинами как:

— увеличение, по сравнению с проектом, количества добывающих скважин при реализации системы разработки в 1,5 раза. С целью поддержания пластового давления (ППД) в имеющийся фонд нагнетательных скважин увеличили объемы закачки рабочего агента, что привело к перекомпенсации, нарушению равномерности охвата пласта заводнением, появлению участков пласта незатронутых системой ППД, в которых отбор осуществляется при естественном упруго-напорном режиме.

Дебиты скважин на данных участках снизились. Дебиты жидкости добывающих скважин, имеющих хорошую гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами, увеличились в более чем в 2 раза за счет увеличения доли воды в объеме добываемой продукции скважин. Так как добыча жидкости скважинами из высокодренируемых участков залежи превышала добычу из зон с низким давлением, показатели разработки в целом по месторождению свидетельствовали о стремительном обводнении продукции скважин. Перепад текущего пластового давления между нагнетательными скважинами и центральными рядами добывающих скважин в начальный период разработки объекта (1983-1990 гг.) часто составлял 10 МПа и более. Кроме того, результаты промыслово-геофизических исследований показали наличие значительных перетоков, большие объемы закачиваемой воды уходили в другие интервалы, в связи с чем общее удовлетворительное состояние компенсации отбора закачкой не является показателем благоприятной выработки запасов нефти;

— недонасыщенность коллектора и широкий диапазон изменения величины нефтенасыщенности, которые выявляются в результате геофизических исследований скважин, литологического описания пород, изучения характера смачиваемости пород, анализа кривых капиллярного давления и относительных фазовых проницаемостей. Неоднородность по флюидонасыщению установлена

как в разрезе, так и в плане залежи. В недонасыщенных нефтью пластах отмечается быстрое продвижение фронта обводнения. Низкое нефтенасыщение связано с обширными переходными зонами и небольшой высотой залежи, изменяющейся от 20 до 45 м, а также более высокой гидрофильностью коллекторов. По данным Г. С. Шальных (1985 г.), смачиваемость поверхности минерального скелета составляет от 0,886 до 0,984, при среднем значении 0,947. Для аналогичных отложений Мамонтовского месторождения показатель смачиваемости изменяется в пределах от 0,132 до 0,984 [11]. Повышенная гидрофильность породы может являться причиной невовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев в случае попадания в скважину воды за счет капиллярной пропитки и образования стойких водонефтяных эмульсий. Результатом этого являлось постепенное снижение дебитов жидкости в период эксплуатации добывающих скважин. В первую очередь, отмеченное выше относится к Вынгапурскому, Муравленковскому и Суторминскому месторождениям [4].

Следует отметить, что геологические запасы нефти, относительно величины проницаемости, распределены следующим образом: в коллекторах

Л

с проницаемостью выше 0,1 мкм содержится 6-10 % запасов нефти, в коллекторах с проницаемостью от 0,1 до 0,004 мкм сосредоточено около 60 % запасов и в слабопроницаемых коллекторах (менее 0,004 мкм2) — около 30 % геологических запасов нефти. Диапазон изменения проницаемости продуктивных пластов нижнего мела рассматриваемых месторождений составляет от 2,8 до

Л _"5

190 мкм х 10 , что является показателем фильтрационной неоднородности как по площади, так и по разрезу.

1.3 Выводы

Обобщение, анализ и систематизация информации, данных, литературных источников по геологическому строению, состоянию выработки запасов нефти из пластов нижнемелового возраста позволили отметить, что на выработку запасов

нефти в нижнемеловых отложениях месторождений Сургутского НГР влияют следующие геологические факторы: неоднородность пластов по проницаемости, изменчивость нефтенасыщености коллекторов, наличие глинизированных зон в продуктивных пластах, низкие фильтрационные свойства пластов (особенно

л

пласта БС10 ), в которых содержится около 30 % геологических запасов нефти, а также чередование в разрезе скважин нефте- и водонасыщенных пластов. Общим для всех продуктивных пластов Суторминского и Сугмутского месторождений является также опережающий рост обводнения продукции скважин и снижение темпов отбора. Причинами роста обводненности являются недонасыщенные коллекторы выделяемые как в разрезе залежи, так и в плане и в которых наблюдается быстрое продвижение фронта обводнения за счет капиллярной пропитки и характера смачиваемости.

2 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КЕРНОВОГО МАТЕРИАЛА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ, ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПО ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОМУ СОСТАВУ СТАТИСТИЧЕСКИМИ

МЕТОДАМИ

Лабораторные исследования кернового материала пород-коллекторов скважин Суторминского и Сугмутского месторождений выполнены с целью изучения фильтрационно-емкостных свойств, характера насыщения коллекторов и структуры порового пространства. Понимание этих свойств и параметров позволяет исследователям и специалистам принимать верные решения при подсчете запасов нефти и газа, обоснованном на выборе системы, способа и режима разработки месторождения, а также при подборе мероприятий, направленных на эффективное нефтегазоизвлечение. Важность корректного определения фильтрационно-емкостных свойств, характера насыщения коллекторов и структуры порового пространства горных пород утверждается многими учеными и специалистами как в отечественной, так и в зарубежной литературе.

Объектом исследования являлся керновый материал, представленный полимиктовыми песчаниками нефтяных месторождений Сургутского НГР. Неокомский комплекс осадков часто представлен песчаником мелкозернистым и мелкозернистым алевритистым серым и буровато-серым неравномерно нефтенасыщенным, участками массивным, с многочисленными прослойками и линзами темно-серого углисто-глинистого и серого алевритового материала. Толщина прослоев глин в среднем до 2 см, алевролитов до 1 см, текстура горизонтальная, наклонная, линзовидная, прерывистая, мелкая косая, волнистая, часто первичная слоистость деформирована процессами оползания и взмучивания незатвердевшего осадка и биотурбации (ходами илоедов) [29].

Для исследований был отобран только нефтенасыщенный керновый материал, обладающий определенными качествами, необходимыми для изготовления стандартных цилиндрических образцов керна. Отмеченными

качествами обладал керновый материал из восьми скважин (№ 673, 1943, 2011, 2018, 335, 364, 387 и 685) Суторминского месторождения и двух скважин (№ 1712 и 1765) Сугмутского месторождения.

Из выбранного кернового материала было изготовлено 415 стандартных цилиндрических образцов диаметром 28 мм и высотой от 30 до 50 мм. Стандартные образцы высверливались через 20-25 см параллельно напластованию.

Комплекс работ проводили лаборатории исследований кернового материала под руководством канд. техн. наук С. А. Блинова при Институте нефтегазовых технологий и новых материалов АН РБ г. Уфа.

Проведение петрофизических исследований на образцах керна требует специальной подготовки образцов. Стандартные цилиндрические образцы перед началом исследований экстрагировали спиртобензольной смесью, а также их отмывали от солей и высушивали до постоянной массы при температуре 70 °С, согласно общепринятой методике. В дальнейшем на образцах проводили комплекс исследований на выяснение физических свойств породы. Существует множество методик и способов исследования образцов керна, которые, как правило, оказываются весьма трудоемкими. Например, изучение пустотного пространства проводят с помощью шлифов, изготовленных из пород, предварительно насыщенных окрашенными смолами или лаком, с последующей статистической обработкой полученных результатов, а также методом полупроницаемой мембраны, ртутной порометрии, капиллярной пропитки, центрифугирования, смесимого вытеснения, определения размеров пор путем продувания воздуха и использования изотерм адсорбции [29, 48]. Все указанные методы чувствительны к строгости проведения исследования и квалификации исследователя, а также требуют затрат времени.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Маляренко Алина Михайловна, 2022 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Булынникова С. П. Палеобиофации нефте-газоносных волжских и неокомских отложений Западно-Сибирской плиты / С. П. Булынникова,

A. В. Гольберт, И. Г. Климова, А. Э. Конторович, И. Д. Полякова, М. А. Решетникова, А. С. Турбина; Под ред. А. В. Гольберта, А. Э. Конторо-вича // Тр. СНИИГГиМСа.— М.: Недра.— Вып. 248.— 1978.— 87 с.

2. Гольберт А. В. Палеоландшафты Западной Сибири в юре, мелу и палеогене / А. В. Гольберт, Л. Г. Маркова, И. Д. Полякова, В. Н. Сакс, Ю. В. Тесленко.— М.: Наука, 1968.— 152 с.

3. Гурова Т. И. Литология и палеогеография Западно-Сибирской низменности в связи с нефтегазоносностью / Т. И. Гурова, В. П. Казаринов.— М.: Гостоптехиздат, 1962.— 296 с.

4. Зарипов О. Г. Литолого-геохимические показатели нефтеносности пород баженовской свиты / О. Г. Зарипов, И. Н. Ушатинский, П. К. Бабицын // Тр. ЗапСибНИГНИ.— Тюмень.— Вып. 110.— 1976.— С. 64-68.

5. Казаринов В. П. Выветривание и литогенез / В. П. Казаринов,

B. И. Бгатов, Т. И. Гурова, Ю. П. Казанский, В. И. Будников, Е. П. Акульшина, А. В. Ван, Е. К. Герасимов, Л. М. Герасимова.— М.: Недра, 1969.— 456 с.

6. Конторович А. Э. Органическая геохимия мезозойских нефтегазоносных отложений Сибири / А. Э. Конторович, И. Д. Полякова, О. Ф. Стасова, П. А. Трушков, Н. М. Бабина, Л. И. Богородская, В. П. Данилова, Т. В. Зуева, М. М. Колганова, Л. Ф. Липницкая, В. М. Мельникова, А. С. Фомичев // Тр. СНИИГГиМСа: Сер. Нефтяная геология.— М.: Недра.— Вып. 164.— 1974.— 189 с.

7. Конторович А. Э. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде / А. Э. Конторович, С. В. Ершов, В. А. Казаненков, Ю. Н. Карогодин, В. А. Конторович, Н. К. Лебедева, Б. Л. Никитенко, Н. И. Попова, Б. Н. Шурыгин. // Геология и геофизика.—Т.55 — № 5-6.— 2014.— С. 745-775.

8. Ронкина З. З. Вещественный состав и условия формирования юрских и меловых отложений севера Центральной Сибири / З. З. Ронкина // Тр. НИИГА.— Л.: Недра.— Т. 146.— 1965.— 164 с.

9. Саркисян С. Г. Палеогеография Западно-Сибирской низменности в раннемеловую эпоху / С. Г. Саркисян, Т. Н. Процветалова.— М.: Наука, 1968.— 81 с.

10. Проект разработки Суторминского и Северо-Карамовского нефтегазоконденсатного и Западно-Суторминского нефтяного месторождения.— ОАО «ВНИИнефть», 2009.— 347 а

11. Архипов С. В. Геологические причины ускоренного обводнения

л

скважин пласта БС 10 Суторминского месторождения / С. В. Архипов, С. В. Дворак, В. П. Сонич, Е. В. Николаева // Геология нефти и газа.— М.: ВНИИОЭНГ.— № 1.— 1987.— С. 49-52.

12. Медведский Р. И. Строение и состояние разработки Суторминского месторождения нефти / Р. И. Медведский, К. В. Светлов, А. М. Брехунцов, Ю. А. Тренин // Геология нефти и газа.— М.: ВНИИОЭНГ.— № 2.— 1990.— С. 24-31.

13. Мухаметзянов Р. Н. Причины раннего обводнения нефтяных скважин Суторминского месторождения / Р. Н. Мухаметзянов, Р. Э. Халимов, В. В. Кузнецов, А. А. Бродский // Геология нефти и газа.— М.: Недра.— № 10.— 1988.— С. 44-46.

14. Гришкевич В. Ф. Макроструктура бериас-аптских отложений Западной Сибири и ее использование при построении информационных технологий в геологии нефти и газа: дис. ... д-ра геол.-мин. наук: 25.00.12 / Гришкевич Владимир Филиппович. — Тюмень. 2006. - 244 с.

15. Афанасьев С. Л. Классификация природных циклов и циклитов / С. Л. Афанасьев // Формационный анализ в геологических исследованиях: материалы научно-практической конференции, посвященной 80-летию профессора И. А. Вылцана. - Томск- 2002.- С. 9-10

16. Ибрагимов Р. М. Анализ изменения текущей компенсации на процесс разработки нефтяной залежи Сугмутского месторождения / Р. М. Ибрагимов, М. А. Альмухаметов, И. И. Шакирьянов // Георесурсы .— № 1(33).— 2010.— С. 46-48.

17. Бородкин В. Н. Литологическая характеристика, текстурные особенности пород-коллекторов и физико-химический состав флюидных систем берриас-нижнеаптских отложений северных районов Западной Сибири / В. Н. Бородкин, А. Р. Курчиков, А. С. Недосекин, О. А. Смирнов, В. И. Самитова.— Тюмень: ТюмНГУ, 2014. — 132 с.

18. Хафизов Ф. З. Роль новейших тектонических движений в изменении положения ВНК залежей нефти Среднего Приобья / Ф. З. Хафизов // Тр. ЗапСибНИГНИ.— Тюмень.— Вып. 61.— 1972.— С. 76-81.

19. Городилов В. А. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрьского района Западной Сибири / В. А. Городилов, Р. Н. Мухаметзянов, Г. А. Храмов и др.— М.: ВНИИОЭНГ, 1993.— 72 с.

20. Дроздов В. А. Остаточная нефтенасыщенность коллекторов месторождений Ноябрьского района / В. А. Дроздов, С. В. Дворак, В. М. Ильин, В. П. Сонич // Нефтяное хозяйство.— 1991.— № 4.— С. 19-21.

21. Колмогоров В. Ф. Анализ возможных ошибок при определении границ водонефтяных зон Суторминского месторождения / В. Ф. Колмогоров, О. С. Абрамов, В. М. Ильин, В. П. Сонич // Нефтяное хозяйство.— 1988.— № 4.— С. 45-46.

22. Кутырев Е. Ф. Об особенностях разработки пласта БС11 Муравленковского нефтяного месторождения Западной Сибири / Е. Ф. Кутырев, Р. Н. Мухаметзянов, В. Н. Шевченко, С. И. Типикин.— М.: ВНИИОЭНГ, 1997.— 48 с.

23. Закс Л. Статистическое оценивание / Л. Закс.— М.: Статистика, 1976.— 600 с.

24. Иванов М. К. Петрофизические методы исследования кернового материала. Терригенные отложения: Учеб. пособие в 2-х книгах / М. К. Иванов, Ю. К. Бурлин, Г. А. Калмыков, Е. Е. Карнюшина, Н. И. Коробова.— М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008.

25. ОСТ 39-161-83. Нефть. Метод определения абсолютной проницаемости коллекторов нефти и газа и вмещающих их пород.— М.: ВНИИ, 1984.— 19 с.

26. Бондаренко В. В. Физика пласта / В. В. Бондаренко, Н. Н. Михайлов, А. Г. Молчанова, Т. Г. Фаненко: Сб. лабораторных работ.— М., 2010.- 43 с.

27. ОСТ 39-181-85. Нефть. Метод лабораторного определения пористости углеводородсодержащих пород.— М.: ВНИИ, 1985.— 22 с.

28. Прошляков Б. К. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах / Б. К. Прошляков, Т. И. Гальянова, Ю. Г. Пименов.— М.: Недра, 1987. - 200 с.

29. Виниченко А. Я. Дисперсный и поровый состав коллекторов нефтяных месторождений Ноябрьского региона / А. Я. Виниченко, А. М. Маляренко, С. А. Блинов // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: Сб. науч. тр.— Уфа: ООО Монография.— 2014.— Вып. 3(8).— С. 31-42.

30. Исследование фильтрационно-емкостных, пертофизических и физико-химических свойств коллекторов продуктивных горизонтов Сугмутского месторождения: Отчет о НИР / Рук. А. В. Овсюков.— НИИНефтеотдача АН РБ, 1996.

31. Гурбатова И. П. Особенности изучения смачиваемости сложно-построенных карбонатных пород-коллекторов лабораторными методами / И. П. Гурбатова, С. В. Мелехин, Д. Б. Чижов, Ю. В. Файрузова // Вестник ПНИПУ.— 2016.— Т. 15, № 20.— С. 240-245.

32. Злобин А. А. О механизме гидрофобизации поверхности пород-коллекторов нефти и газа / А. А. Злобин, И. Р. Юшков // Вестник Пермского университета.— 2014.— Т. 3, № 24.— С. 68-79.

33. Михайлов Н. Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов / Н. Н. Михайлов.— М.: Недра, 1992.— 270 с.

34. Михайлов Н. Н. Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа / Н. Н. Михайлов, К. А. Моторова, Л. С. Сечина // Деловой журнал Neftegaz.RU.— 2016.— №. 3.— С. 80-90.

35. Тульбович Б. И. Колекторские свойства и химия поверхнисти продуктивных пород / Б. И. Тульбович.— Пермь: Книжное издательство, 1975.— 194 с.

36. Проект разработки Суторминского и Северо-Карамовского нефтегазоконденсатного и Западно-Суторминского нефтяного месторождения.— М., 2009.— 347 с.

37. Михайлов Н. Н. Роль глинистых минералов в образовании адсорбционно-связанной нефти в породах-коллекторах углеводородного сырья / Н. Н. Михайлов, Л. С. Сечина, К. А. Моторова // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика.— 2012.— № 1 (5). URL: http://oilgasjournal.ru/vol_5/motorova.html (дата обращения: 31.07.2012).

38. Нестеренко Н. Ю. Смачиваемость пород-коллекторов пластовыми флюидами / Н. Ю. Нестеренко // Геология нефти и газа.— 1995.— № 5.— С. 26-35.

39. Mitchel A. G. Wettability determination: pore surface analysis / A. G. Mitchel, L. B. Hazell, K. J. Webb // Proceedings of the SPE annual technical conference and exhibition. New Orleans: Proceedings of the SPE annual technical conference and exhibition, 1990.— P. 351-360.

40. Михайлов Н. Н. Влияние микроструктуры порового пространства на гидрофобизацию коллекторов нефти и газа / Н. Н. Михайлов, В. А. Кузьмин, К. А. Моторова, Л. С. Сечина // Вестник Московского университета: Сер. 4. Геология.— 2016.— № 5.— С. 67-75.

41. Гудок Н. С. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород / Н. С. Гудок, Н. Н. Богданович, В. Г. Мартынов: учеб. пособие для вузов.— М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007.— 592 с.

42. Багаутдинов А. К. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция / А. К. Багаутдинов, С. Л. Барков, Г. К. Белевич.— М.: ВНИИОЭНГ, 1996.— Т. 2.— 352 с.

43. Маляренко А. М. Смачиваемость пород и фильтрационно-емкостные свойства коллекторов продуктивных пластов месторождений Губкинского нефтегазоносного района / А. М. Маляренко, Ю. А. Котенев, В. А. Богдан, С. А. Блинов, М. А. Токарев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.— 2019.— № 9 (333).— С. 62-69.

44. Malyarenko A. M. Wettability and formation conditions of reservoirs / A. M. Malyarenko, V. A. Bogdan, Yu. A. Kotenev, V. Sh. Mukhametshin, V. G. Umetbaev // IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science 378 (2019) 012040. doi:10.1088/1755-1315/378/1/012040.

45. Al-Yousef H. Y. Wettability evaluation of a carbonate reservoir rock from core to pore level / H. Y. Al-Yousef, P. M. Lichaa, A. U. Al-Kaabi, H. Alpustun // SPE.— 1995.— Pap. 29885.— P. 461-476.

46. Шишигин С. И. Методы и результаты изучения коллекторских свойств нефтегазоносных горизонтов Западно-Сибирской провинции / С. И. Шишигин / Под ред. А. М. Волкова.— М.: Недра, 1968.— 135 c.

47. Malyarenko A. Influence of the Reservoir Rocks Sedimentation and its Mineral Content onthe Properties of BS10 Reservoirs in the Gubkin Oil and Gas Region / A. Malyarenko, A. Kotenev, M. Kotenev // SPE-201657-MS.

48. Блинов С. А. Дисперсный и поровый состав терригенных коллекторов Урало-Поволжья / С. А. Блинов, А. М. Маляренко // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: Сб. науч. тр.— Уфа: ООО «Монография».— 2013.— Вып. 2(7).— С. 95-106.

49. Блинов С. А. Идентификация терригенных коллекторов Урало-Поволжья по данным геофизических исследований / С. А. Блинов, А. М. Маляренко // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы

и решения: Сб. науч. тр.— Уфа: ООО «Монография».— 2013.— Вып. 2(7).— С. 87-95.

50. Сафин С. Г. Геотехнологические основы повышения эффективности добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов: Дис. ... докт. наук / С. Г. Сафин.— Архангельск, 2008.— С. 322.

51. Лапердин А. Н. Геологические особенности крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» / А. Н. Лапердин, С. Ф. Мулявин, А. Н. Юдаков // Нефтепромысловое дело.— 2011.— № 6.— С. 3-11.

52. Макеев Г. А. Эффективность геолого-технических мероприятий на Суторминском нефтяном месторождении / Г. А. Макеев, С. Г. Сафин, М. Г. Гафиуллин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.— М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — № 5.— С. 32-34.

53. Малышева Г. Н. Изучение влияния температуры на гидрофильность пород-коллекторов / Г. Н. Малышева, А. С. Абрамов // Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири: Сб. науч. тр.— Тюмень: СибНИИНП, 1989.— С. 34-37.

54. Малышева Г. Н. Результаты экспериментальных исследований взаимодействия флюид-коллектор методом калори-метрии / Г. Н. Малышева, Г. С. Шальных, А. С. Абрамов // Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири: Сб. науч. тр.— Тюмень: СибНИИНП, 1989.— С. 25-28.

55. Мирзаджанзаде А.Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа / А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова.— М.: Недра, 1977.— 228 с.

56. Михайлов Н. Н. Изучение остаточной нефтенасыщенности разрабатываемых пластов / Н. Н. Михайлов, А. В. Джемесюк, Т. Н. Кольчицкая и др.— М.: ВНИИОЭНГ, 1990.— 58 с.

57. Мищенко И. Т. Особенности разработки нефтяных месторождений

с трудноизвлекаемыми запасами / И. Т. Мищенко // Особенности разработки

129

и эксплуатации нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.— М.: ГАНГ, 1992.— С. 3-6.

58. Мухаметзянов Р. Н. Особенности геологического строения Суторминского нефтяного месторождения / Р.Н. Мухаметзянов, Е.В. Красюков, Р.Э. Халимов и др. // Геология нефти и газа.— М.: Недра, 1986.— № 4.— С. 34-38.

59. Мухаметзянов Р. Н. Состояние и пути повышения эффективности разработки месторождений объединения Ноябрьскнефтегаз / Р. Н. Муха-метзянов, А. Т. Кондратюк, В. А. Туров // Повышение эффективности разработки месторождений Западной Сибири на основе ускоренного внедрения достижений НТП: Сб. науч. тр.— Тюмень: СибНИИНП, 1986.— С. 64-66.

60. Сафин С. Г. Некоторые особенности геологического строения

Л

продуктивного пласта БС 10 Крайнего месторождения / С. Г. Сафин, В. Г. Белоногов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.— 1996.— № 12.— С. 2-5.

61. Сафин С. Г. Экспериментальные исследования элементного состава поверхности нефтяных коллекторов / С. Г. Сафин, А. В. Овсюков, С. А. Блинов, В. Н. Даниленко // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.— 1998.— № 9.— С. 32-34.

62. Сафин С. Г. Особенности геологического строения и разработки Западно-Суторминского месторождения / С. Г. Сафин, Г. А. Макеев // Нефтепромысловое дело.— 1998.— № 3.— С. 13-17.

63. Сафин С. Г. Особенности геологического строения и разработки Сугмутского месторождения / С. Г. Сафин, А. В. Шилов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.— 2000.— № 11.— С. 11-14.

64. Сафин С. Г. Состояние и проблемы разработки нефтяных месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири / С. Г. Сафин, А. В. Шилов // Нефтепромысловое дело.— 2000.— № 10.— С. 7-13.

65. Сафин С. Г. Изучение фильтрационных характеристик буферной

жидкости и влияние ее состава на проницаемость пористых сред / С. Г. Сафин,

130

В. Н. Хлебников, С. С. Сафин // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири.— Тюмень: СибНИИНП, 1994.— С. 176-187.

66. Сонич В. П. Нефтенасыщенность неоднородных коллекторов Суторминского месторождения / В. П. Сонич, С. В. Дворак, В. Ф. Колмогоров // Нефтяное хозяйство.— 1988.— № 7.— С. 43-46.

67. Фахретдинов Р. Н. Анализ эффективности и перспективы доразработки пласта БС10 Суторминского месторождения / Р. Н. Фахретдинов, Н. Ш. Хайрединов, Ю. А. Котенев, В. Е. Андреев // Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов.— Уфа: Гилем, 1998.— С. 27-31.

68. Хисамутдинов Н. И. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том 1. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии / Н. И. Хисамутдинов, Р. Х. Гильманова, И. В. Владимиров и др.— М.: ВНИИОЭНГ, 2004.— 252 с.

69. Хисамутдинов Н. И. О некоторых направлениях научных исследований в области разработки месторождений Западной Сибири с трудноизвле-каемыми запасами / Н. И. Хисамутдинов // Нефтепромысловое дело.— М.: ВНИИОЭНГ.— 1995.— № 8-10.— С. 5-7.

70. Хисамутдинов Н. И. Влияние техногенных факторов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти / Н. И. Хисамутдинов, М. М. Хасанов, Г. З. Ибрагимов и др. // Нефтепромысловое дело.— М.: ВНИИОЭНГ.— 1997.— № 12.— С. 2-10.

71. Шовкринский Г. Ю. Особенности и проблемы разработки нефтяных залежей, приуроченных к недонасыщенным коллекторам / Г. Ю. Шовкринский, В. Е. Гавура, В. А. Казаков, А. А. Ли, В. В. Исайчев // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: Материалы совещания.— Альметьевск. Сентябрь, 1995 г.— М.: ВНИИОЭНГ, 1996.— С. 454-485.

72. Городилов В. А. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрьского района Западной Сибири / В. А. Городилов, Р. Н. Мухаметзянов, Г. А. Храмов, А. Т. Зарицкая, М. В. Павлов, В. П. Сонич.— М.: ВНИИОЭНГ, 1993.— 71 с.

73. Ахметшин Р. А. Влияние распределения начальной нефте-насыщенности пласта на динамику обводнения добываемой продукции скважины / Р. А. Ахметшин, М. М. Салихов, Р. Ю. Шамсутдинов, М. М. Тазиев, И. В. Владимиров, Т. Г. Казакова, В. М. Коряковцев // Нефтепромысловое дело.— 2005.— № 8.— С. 36-40.

74. Азиз Х. Математическое моделирование пластовых систем / Х. Азиз, Э. Сеттари.— М.: Недра, 1982.— 407 с.

75. Ромм Е. С. Структурные модели порового пространства горных пород / Е. С. Ромм.— Л.: Недра, 1985.— 240 с.

76. Ахметов Р. Т. Фильтрационно-емкостные свойства и структура пустотного пространства продуктивных пластов: Монография / Р. Т. Ахметов, В. Ш. Мухаметшин, В. Е. Андреев.— Уфа: Изд-во УГНТУ.— 2015.— Ч. 1.— 94 с.

77. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник / Ш. К. Гиматудинов.— 2-е изд., перераб. и доп.— М.: Недра, 1971.— 312 с.

78. Brooks R. H. Hydraulic Properties of Porous Media / R. H. Brooks, A. T. Corey // Hydrology Papers. Colorado State University Hydrology.— 1964.— № 3.— 30 p.

79. Adams S. J. Capillary Pressure and Saturation-Height Functions / S. J. Adams, R. J. Van den Oord // Report EP 93-0001, SIPM BV.— January 1993.

80. Tiab D. Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties / D. Tiab, E. C. Donaldson.— Houston, TX: Gulf Publishing, 1999.— 608 p.

81. Inc. Baker Hughes. Introduction to Wireline Log Analysis (Baker Atlas).— 1995.

82. Schumberger. Log Interpretation Principles / Applications.— 1989.

83. Использование обобщенной математической модели капиллярных кривых для получения аналитических связей между порометрическими характеристиками пластов-коллекторов Западной Сибири / Р. Т. Ахметов,

B. В. Мухаметшин, Л. С. Кулешова, О. А. Грезина, П. М. Малышев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.— 2020.— № 7.—

C. 49-54. DOI: 10.30713/2413-5011 -2020-7(343)-49-54.

84. Anderson W. G. Wettability Literature Servey. Part 4: Effects of Wettability Capillary Pressure / W. G. Anderson // Jornal of Petroleum Technology.— 1987.— Vol. 39.— P. 1283-1300.

85. Jennings J. B. Capillary Pressure Techniques: Application to Exploration and Development Geology / J. B. Jennings // The American Association of Petroleum Geologist Bulletin.— 1987.— Vol. 71, № 10.— P. 1196-1209.

86. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т. Д. Голф-Рахт / Пер. с англ. Н. А. Бардиной и др.; Под ред. А. Г. Ковалева.— М.: Недра, 1986.— 607 с.

87. Хабаров А. В. Моделирование нефте- и водонасыщенности коллекторов по данным капилляриметрических исследований керна / А.В. Хабаров, Я.Е. Волокитин//НТВ «Каротажник».—2009.—№ 12.—С. 157-161.

88. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение / А. А. Ханин.— М.: Недра, 1969.— 366 с.

89. Иванов В. А. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа / В. А. Иванов, В. Г. Храмова, Д. О. Дияров // Тр. М-во геологии КазССР. Каз. науч.-исслед. геол.-развед. нефт. ин-т.— М.: Недра.— 1974.—Вып.9.— 96с.

90. Purcell W. R. Capillary Pressures-Their Measurement Using Mercury and the Calculation of Permeability Therefrom / W. R. Purcell // Trans. AIME.— 1949.— Vol. 186.— P. 39-48.

91. Влияние структуры порового пространства и смачиваемости на остаточное газонасыщение / Р. С. Хисамов, В. Г. Базаревская, Н. А. Скибицкая, И. О. Бурханова, В. А. Кузьмин, М. Н. Большаков, О. О. Марутян // Георесурсы.— 2020.— № 2.— С. 2-7.

92. Большаков М. Н. Определение остаточной нефтегазонасыщенности способом прямой капиллярной пропитки / М. Н. Большаков, Н. А. Скибицкая, В.А. Кузьмин, О.О. Марутян // Нефтяное хозяйство.— 2014.— № 4.— С. 30-32.

93. Большаков М. Н. Изучение структуры порового пространства в растровом электронном микроскопе (РЭМ) с помощью компьютерной программы «Коллектор» / М. Н. Большаков, Н. А. Скибицкая, В. А. Кузьмин // Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования.— 2007.— № 8.— С. 108-111.

94. Кузьмин В. А. Методика и основные результаты изучения пород-коллекторов сложного строения на растровом электронном микроскопе: автореф. дис. / В. А. Кузьмин.— М.: МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1984.

95. Михайлов Н. Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов / Н. Н. Михайлов.— М.: Недра, 1992.— 270 с.

96. Скибицкая Н. А. Закономерности процессов прямоточной капиллярной пропитки в продуктивных карбонатных отложениях Оренбургского НГКМ / Н. А. Скибицкая, М. Н. Большаков, В. А. Кузьмин, О. О. Марутян // Актуальные проблемы нефти и газа.— 2018.— № 3(22).— С. 13. URL: http://oilgasjournal.ru/issue_22/skibitskaya-bolshakov.html

97. Скибицкая Н.А. Влияние микроструктурных параметров карбонатных пород продуктивных отложений на остаточную нефтегазонасыщенность / Н. А. Скибицкая, В. А. Кузьмин, М. Н. Большаков, О. О. Марутян // Нефтяное хозяйство.— 2010.— № 12.— С. 98-101.

98. Скибицкая Н. А. Результаты изучения избирательной смачиваемости карбонатных пород продуктивных отложений месторождений углеводородов / Н.А. Скибицкая, В.А. Кузьмин, О.О. Марутян, М.Н. Большаков, И.О. Бурханова, А.Ф. Халиуллина // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика.— 2016.—№1(13).—С. 3. URL: http://oilgasjournal.ru/vol_13/skibitskaya-kuzmin.html

99. Сургучев М. Л. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах / М. Л. Сургучев, Ю. В. Желтов, Э. М. Симкин.— М.: Недра, 1994.— 215 с.

100. Хисамов Р. С. Системный подход к изучению нефтегазомаеринской карбонатной толщи месторождения углеводородов оренбургской области / Р. С. Хисамов, В. Г. Базаревская, И. О. Бурханова, Н. А. Скибицкая, В.А. Кузьмин, Б. А. Никулин // Нефтяное хозяйство.— 2014.— № 7.— С. 12-17.

101. Dullien F. A. A relationship between pore structure and residual oil saturation in tertiary surfactant floods / F. A. Dullien, G. K. Dhavan, Nur Gurak, L. Babjak // SPEJ.— 1972.— P. 289-296. URL: https://doi.org/10.2118/3040-PA.

102. Malyarenko A. Influence of the Reservoir Rocks Sedimentation and its Mineral Content onthe Properties of BS10 Reservoirs in the Gubkin Oil and Gas Region / A. Malyarenko, A. Kotenev, M. Kotenev // SPE-201657-MS.

103. Ахметов Р. Т. Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований / Р. Т.Ахметов, А. М. Маляренко, Л. С. Кулешова,

B. В. Мухаметшин, А. Р. Сафиуллина // Socar Proceeding.— 2021.— № 1.—

C. 71-84.

104. Катяшова Э. Х. Использование динамического анализа для целей прогнозирования областей развития песчаников пластов БС10-11 / Э. Х. Катяшова, А. М. Маляренко, О. С. Гутник // Материалы XII-й международной научно-практической конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов [Электронный ресурс].— ГНЦ ФГУГП «Южморгеология».— Геленджик, 2010.— 1 электрон, опт. диск (CD-ROM).

105. Маляренко А. М. Комплексный анализ геологических моделей с целью выделения перспективных зон месторождений углеводородов / А. М. Маляренко // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов.— Уфа: изд-во НПФ «Геофизика».— 2011.— Вып. 8.— С. 55-61.

106. Маляренко А. М. Прогноз перспектив доюрских отложений

Сургутского свода в условиях недостаточной скважинной информации /

А. М. Маляренко, О. С. Гутник, Э. Х. Катяшова // Разведочная геофизика:

135

проблемы и перспективы: Сб. докл. науч.-практ. конф.— Уфа: изд-во НПФ «Геофизика», 2011.— С. 10-13.

107. Султанова Д. И. Особенности распределения пористости и проницаемости продуктивных пластов / Д. И. Султанова, А. М. Маляренко // Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике: Материалы VII Междунар. науч.-практ. конф.— Уфа.— 2018.— Ч. 1.— С. 149-150.

108. Музипов А. Р. Оценка взаимосвязи фильтрационных и емкостных свойств пород-коллекторов пласта БСд1 на примере одного из месторождений ЯНАО / А. Р. Музипов, А. М. Маляренко, С. А. Блинов // Современные технологии в нефтегазовом деле-2018: Сб. тр. междунар. науч.-техн. конф.— Уфа: Изд-во УГНТУ.— 2018.— Т. 1.— С. 131-136.

109. Маляренко А. М. Дифференциация неоднородного продуктивного пласта по фильтрационным характеристикам на основе лабораторных исследований и статистических зависимостей / А. М. Маляренко, Ю. А. Котенев, В. А. Богдан // Состояние и перспективы эксплуатации зрелых месторождений: Материалы междунар. науч.-практ. конф.— Актау: «КазНИПИмунайгаз», 2019.— С. 271-277.

110. Постникова О. В. Роль литолого-петрофизических исследований в освоении природных резервуаров с ТРИЗ // О. В. Постникова, А. В. Постников, А. Е. Козионов, Е. Т. Казимиров, А. С. Кузнецов / Деловой журнал Neftegaz.RU.— 2019.— № 3(87).— С. 100-102.

111. Маляренко А. М. Изучение глинистости породы в связи с её влиянием на коллекторские свойства / А. М. Маляренко, Ю. А. Котенёв, В. А. Богдан, А. Ю. Котенёв, В. Ш. Мухаметшин, С. А. Блинов, В. Г. Уметбаев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.— 2020.— № 6(342).— С. 32-41.

112. Malyarenko A. M. The influence of the rocks material composition on the reservoir properties of the reservoir / A. M. Malyarenko, Yu. A. Kotenev, V. Sh. Mukhametshin, V. A. Bogdan, A. Yu. Kotenev, S. A. Blinov, V. G. Umetbaev //

IOP Publishing. Journal of Physics: Conference Series 1582 (2020) 012061 High-

136

Tech and Innovations in Research and Manufacturing (HIRM-2020). doi:10.1088/1742-6596/1582/1/012061.

113. Маляренко А. М. Методические подходы при изучении физических свойств неоднородных глинизированных пород-коллекторов / А. М. Маляренко В. А. Богдан, С. А. Блинов, Ю. А. Котенёв, В. Ш. Мухаметшин, М. Ю. Котенёв // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.— 2020.— № 8(344).— С. 57-63.

114. Malyarenko A. M. Improving the reliability of determining physical properties of heterogeneous clay reservoir rocks using a set of techniques /

A. M. Malyarenko, V. A. Bogdan, S. A. Blinov, Yu. A. Kotenev, V. Sh. Mukhametshin, M. Yu. Kotenev // IOP Publishing. Journal of Physics: Conference Series 1753 (2021) 012074 International Conference on Innovations, Physical Studies and Digitalization in Mining Engineering (IPDME-2020). doi: 10.1088/1742-6596/1753/1/011001.

115. Ахметов Р. Т. Количественная оценка гидравлической извилистости коллекторов нефти и газа Западной Сибири на основе капилляриметрических исследований / Р. Т. Ахметов, А. М. Маляренко, Л. С. Кулешова,

B. В. Мухаметшин, А. Р. Сафиуллина // Socar Proceeding.— 2021.— № 1.—

C. 71-84.

116. Ахметов Р. Т. Абсолютная проницаемость и структура пустотного пространства коллекторов Западной Сибири / Р. Т. Ахметов, А. М. Маляренко, Л. С. Кулешова, В. В. Мухаметшин, А. Р. Сафиуллина // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.— 2021.— № 7(355).— С. 71 -77.