Методика определения коэффициента нефтенасыщенности гидрофобных коллекторов и диагностические критерии их выделения на нефтяных месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Бата Лейла Кифах

• Бата Лейла Кифах
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Бата Лейла Кифах

ОГЛАВЛЕНИЕ

СПИСОК РИСУНКОВ

СПИСОК ТАБЛИЦ

ВВЕДЕНИЕ

1. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СМАЧИВАЕМОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

1.1. Понятие смачиваемости. Природа смачиваемости. Типы смачиваемости

1.2. Распространенность гидрофобных коллекторов в России и мире

1.3. Проблема определения коэффициента нефтенасыщенности Кн гидрофобных коллекторов по существующим регламентным методикам

1.4. Выводы по главе

2. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ С НИЗКОЙ СМАЧИВАЕМОСТЬЮ ВОДОЙ

2.1. Прямые методы определения смачиваемости пород

2.1.1. Метод измерения контактного угла

2.1.2. Метод Амотта

2.1.3. Модифицированный метод, называемый методом Амотта - Харвея

2.1.4. Метод горного бюро США (ШВМ)

2.1.5. Комбинированный метод Амотта - ШВМ

2.1.6. Изучение смачиваемости поверхности методом капиллярного впитывания и центрифугирования (метод Б.И. Тульбовича)

2.2. Качественные методы определения смачиваемости

2.2.1. Метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР)

2.2.2. Анализ микроскопических исследований

2.2.3. Анализ относительных фазовых проницаемостей (ОФП)

2.3. Программы стандартных и специальных исследований керна с низкой

смачиваемостью водой

2.3.1. Краткое изложение технологии стандартных исследований керна

2.3.2. Краткое изложение специальных исследований керна с низкой смачиваемостью водой

2.4. Существующие способы учета гидрофобности коллекторов при получении зависимости Рн-Кв

2.5. Выводы по главе

3. КОСВЕННЫЕ КРИТЕРИИ ГИДРОФОБНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

3.1. Общие сведения об исследуемых месторождениях ТПНП

3.2. Косвенные геологические критерии гидрофобности коллекторов

3.3. Критерии гидрофобности коллекторов по керну

3.4. Критерий гидрофобности коллекторов по ГИС

3.5. Выводы по главе

4. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ГИДРОФОБНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТПНП

4.1. Статистический анализ получаемых результатов специальных исследований керна и схема интерпретации материалов ГИС для определения подсчетных параметров негидрофильных коллекторов

4.2. Критерии выбора адекватной зависимости Рн-Кв для расчета коэффициента нефтенасыщенности негидрофильных коллекторов

4.3. Анализ достоверности величин Кн, получаемых по специальным зависимостям Рн-Кв

4.4. Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК АББРЕВИАТУР И СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 1.1. Схематичное изображение распределения флюидов в структуре

порового пространства породы при разных типах смачиваемости

Рисунок 1.2. Капля жидкости на твердой поверхности

Рисунок 1.3. Типы смачиваемости

Рисунок 1.4. Сетчатая поровая модель связанного пустотного пространства образца из скважины Восточно-Ламбейшорского месторождения (по данным

Постниковой О.В.)

Рисунок 1.5. Анализ снимка РЭМ скважины Восточно-Ламбейшорского месторождения: а) комплекс пустот с углеродными каемками, б) микроструктура

зоны с аномальным содержанием углерода (по данным Постниковой О.В.)

Рисунок 1.6. Распространенность гидрофобных коллекторов на карте

нефтегазоносных провинций РФ (карта ВНИГИ)

Рисунок 2.1. Измерение контактного угла на границе нефть-вода-твердая

поверхность на а) горизонтальной и б) наклоненной поверхностях

Рисунок 2.2. Определение смачиваемости образцов керна по методу ШВМ

Рисунок 2.3. Пример распределения времен релаксации при исследованиях ЯМР

Рисунок 2.4. Типичные кривые ОФП для строго гидрофильной породы (а) и для

строго гидрофобной (б)

Рисунок 2.5. Программа стандартных исследований керна

Рисунок 2.6. Этапы выполнения специальных исследований керна

Рисунок 2.7. Зависимость Рн-Кв с образцами керна после стандартной экстракции из нефтенасыщенной части и без экстракции керна из водонасыщенной части

разреза

Рисунок 3.1. Обзорная схема расположения исследуемых тестовых

месторождений

Рисунок 3.2. Зависимости показателя смачиваемости по Амотту-Харвею от свойств нефтей: а) плотности б) вязкости, в) содержания САВ

Рисунок 3.3. Зависимость показателя смачиваемости по Амотту-Харвею от

минерализации пластовой воды

Рисунок 3.4. Распределения радиусов пор а) Восточно-Ламбейшорского месторождения б) терригенных гидрофильных пород одного из месторождений

Западной Сибири

Рисунок 3.5. Фотография с РЭМ - единичные пустоты до 20-30 мкм, микропустоты до 2-3 мкм (Данные предоставлены О.В. Постниковой - РГУ им.

И.М. Губкина)

Рисунок 3.6. Зависимости капиллярного давления от водонасыщенности образцов а) для карбонатных гидрофобных пород после стандартной экстракции одного из месторождений ТПНП, б) для терригенных гидрофильных пород одного из

месторождений Западной Сибири

Рисунок 3.7. Зависимости Рн-Кв (а) и сопоставление УЭС-Кп (б) с нанесенными фактическими точками по ГИС по пласту Р1а+Б по скв.3 Ярейюского

месторождения

Рисунок 4.1. Показатель смачиваемости образцов керна по методу Амотта-Харвея пласта Эзе1 на разных этапах эксперимента по Восточно-Ламбейшорскому

месторождению

Рисунок 4.2. Зависимости Рн-Кв для разных вариантов исследования керна по

пласту Эзе1 Восточно-Ламбейшорского месторождения

Рисунок 4.3. Распределения УЭС (а-дифференциальные, б-интегральные) по

керну и ГИС по пласту Эзе1 Восточно-Ламбейшорского месторождения

Рисунок 4.4. Сопоставление УЭС-Кп с теоретическими линиями УЭС и фактическими точками по ГИС пласта Dзel Восточно-Ламбейшорского

месторождения

Рисунок 4.5. Зависимости Рн-Кв в системе «вода-газ» после стандартной и мягкой экстракции, в системе «вода-нефть» после мягкой экстракции, после старения по

пласту Ошского месторождения

Рисунок 4.6. Распределения УЭС (а-дифференциальные, б-интегральные) по керну и ГИС по пласту D2st Ошского месторождения

Рисунок 4.7. Сопоставления УЭС-Кп с расчетными линиями УЭС и с

фактическими точками по ГИС по пласту D2st Ошского месторождения

Рисунок 4.8. Распределения показателей смачиваемости до и после стандартной экстракции на выборке керна из пласта Р1а+Б по скв. 3 на РНО Ярейюского

месторождения

Рисунок 4.9. Зависимости Рн-Кв типа «керн-керн» и «керн-ГИС» по керну скв

Ярейюского месторождения

Рисунок 4.10. Зависимость УЭС-Жв типа «керн-ГИС» для пласта Р1а+Б по скв. 3 на

РНО Ярейюского месторождения

Рисунок 4.11. Сопоставление УЭС-Кп с теоретическими линиями предельных УЭС и нанесенными фактическими точками по ГИС по пласту Р1а+Б Ярейюского

месторождения

Рисунок 4.12. Распределения УЭС по ГИС и результатам исследований керна по

скв. 3 на РНО Ярейюского месторождения

Рисунок 4.13. Зависимости УЭС-Кп для а) Восточно-Ламбейшорского, б)Восточно-Мастерьельского, в)Верхневозейского, г)Тэдинского месторождений

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1.1. Распределение смачиваемости 55 месторождений по Трейберу и др.

Таблица 2.1. Тип смачиваемости пород в зависимости от величины JAH по методу

Амотта-Харвея (по Сшес L.E.)

Таблица 2.2. Характеристика смачиваемости поверхности породы по показателю

смачиваемости М

Таблица 3.1.Сведения по литологической принадлежности исследуемых в работе

месторождений ТПНП

Таблица 3.2. Показатели смачиваемости образцов пород до экстракции по ряду

месторождений ТПНП

Таблица 3.3. Свойства нефтей исследуемых месторождений ТПНП

Таблица 3.4. Свойства пластовых вод исследуемых месторождений ТПНП

Таблица 4.1.Сопоставление УЭС по керну по результатам экспериментов с УЭС

по ГИС по пласту D3el Восточно-Ламбейшорского месторождения

Таблица 4.2. Сопоставление значений Кн по разным зависимостям Рн-Кв по пласту

Б3е1 Восточно-Ламбейшорского месторождения

Таблица 4.3. Сопоставление УЭС (Омм) по результатам экспериментов на керне с

УЭС по ГИС по пласту Ошского месторождения

Таблица 4.4. Сопоставление значений Кн по ГИС по разным связям Рн-Кв по

пласту Ошского месторождения

Таблица 4.5. Показатели смачиваемости по Амотту-Харвею выборки керна из

пласта Р1а+Б по скв. 3 Ярейюского месторождения

Таблица 4.6. Результаты статистической обработки значений Кво по косвенным

методам и Кво по Заксу по скв.3 на РНО Ярейюского месторождения

Таблица 4.7. Результаты статистической обработки значений Кн по ГИС по

разным методикам по скв. №3 на РНО Ярейюского месторождения

Таблица 4.8. Исходные данные для построения зависимости УЭС^в для пласта Р1a+s по скв. 3 на РНО Ярейюского месторождения

Таблица 4.9. Результаты определения Кн в скв. 3 Ярейюского месторождения

разным методикам

Таблица 4.10. Статистическая обработка значений УЭС по керну и ГИС по скв

Ярейюского месторождения

Таблица 4.11. Статистическая обработка значений УЭС по стандартным связям

Рн-Кв по керну и ГИС тестовой выборки месторождений ТПНП

Таблица 4.12. Сравнение показателей степени n зависимостей Рн-Кв и коэффициентов нефтенасыщенности по стандартным и специальным исследованиям керна по ряду тестовых месторождений ТПНП

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методика определения коэффициента нефтенасыщенности гидрофобных коллекторов и диагностические критерии их выделения на нефтяных месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Запасы углеводородов (УВ) в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПНП), старейшем нефтедобывающем регионе нашей страны, составляют немалую долю (11%) в общем балансе запасов Европейской части России. Промышленная нефтеносность в ТПНП выявлена по всему разрезу осадочных пород, основная часть которой сосредоточена в отложениях палеозойского возраста, от триасовых до силурийских, и приурочена к карбонатным и терригенным коллекторам. Согласно литературе, по мировой статистике до 75-80% карбонатных пород и до 65-70% терригенных являются гидрофобными. Достоверная оценка подсчетных параметров и особенно коэффициента нефтенасыщенности гидрофобных коллекторов в настоящее время в российской нефтегазовой отрасли затруднена из-за отсутствия утвержденных и методически обоснованных способов их изучения на керне и ГИС. Существующие отечественные регламентные методики исследования керна и методические рекомендации по интерпретации ГИС предназначены для исследования пород с преимущественно гидрофильной смачиваемостью. Также отсутствуют четко сформулированные геологические диагностические признаки установления типа смачиваемости продуктивных объектов на ранних стадиях изучения месторождения, чтобы исключить возможные осложнения на поздних стадиях разработки гидрофобных пород.

Смачиваемость - важный геологический признак продуктивных пород, оказывающий влияние на фильтрационно-емкостные свойства породы, а также на коэффициенты начальной и остаточной водо- и нефтенасыщенности, вытеснения и фазовые проницаемости. Отсутствие обоснованных критериев оценки типа смачиваемости порового пространства, петрофизической основы интерпретации ГИС гидрофобных пород являются причинами систематического завышения коэффициента нефтенасыщенности (Кн) при использовании электрической модели по методике Дахнова-Арчи из-за несоответствия типов смачиваемости исследуемого керна и пород в разрезе скважины. Завышенные значения

коэффициента нефтенасыщенности приводят к недостоверным величинам геологических запасов и, в итоге, к снижению эффективности разработки гидрофобных коллекторов.

Таким образом, в работе стоит задача выбора диагностических признаков предрасположенности терригенных и карбонатных продуктивных коллекторов к низкой смачиваемости водой, разработки методики определения коэффициента нефтенасыщенности гидрофобных коллекторов по данным керна и ГИС, что является весьма актуальным для повышения достоверности подсчета запасов и эффективности разработки нефтяных месторождений в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Цель работы. Разработка петрофизического обоснования определения коэффициента нефтенасыщенности по данным керна и ГИС в гидрофобных коллекторах с использованием электрической модели Дахнова-Арчи; разработка способа оценки достоверности коэффициента нефтенасыщенности гидрофобных пород по методике Дахнова-Арчи; выявление диагностических признаков предрасположенности пород продуктивного разреза к низкой смачиваемости водой на ряде тестовых нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Тимано-Печорской провинции.

Основные задачи исследований.

1. Анализ и обобщение исследований керна негидрофильных пород, выполненных по действующим регламентным методикам по целевым объектам тестовых месторождений ТПНП.

2. Анализ и обобщение результатов специальных исследований керна по новым, разработанным в ПАО «ЛУКОЙЛ» - ОАО «ПермНИПИнефть», методикам изучения гидрофобных пород с определением типов и показателей смачиваемости, построением петрофизических зависимостей для определения коэффициента нефтенасыщенности по ГИС по методике Дахнова-Арчи по целевым объектам тестовых месторождений.

3. Разработка петрофизического обоснования определения коэффициента нефтенасыщенности негидрофильных пород по данным керна и ГИС по

электрической модели Дахнова-Арчи.

4. Разработка способа оценки достоверности получаемых значений коэффициента нефтенасыщенности негидрофильных коллекторов по ГИС.

5. Определение наиболее значимых диагностических признаков возможной предрасположенности продуктивных пород тестовых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции к негидрофильному типу смачиваемости.

Фактический материал. В основу работы положены результаты петрофизических и литологических исследований керна, выполненных в лаборатории ОАО «ПермНИПИнефти» по стандартным регламентным методикам и специальной технологии изучения негидрофильных пород, геофизические материалы исследования разрезов скважин тестовых месторождений, результаты испытаний и разработки месторождений, микроскопические исследования образцов пород в РГУ им. И.М. Губкина, геохимические анализы свойств нефтей и пластовых вод по целевым продуктивным объектам тестовых месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Методика исследований. При решении задач, поставленных в диссертационной работе, выполнены: обобщение отечественных и зарубежных публикаций по проблеме смачиваемости коллекторов; изучение и анализ разработанной в петрофизической лаборатории филиала «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми под руководством к.т.н. И.П. Гурбатовой новой технологии лабораторного изучения гидрофобных пород на керне; статистический анализ результатов исследований керна по стандартным регламентным методикам и новым специальным технологиям; использование алгоритмов и методик комплексной интерпретации ГИС; обобщение и систематизация геологических данных целевых объектов, свойств нефтей и пластовых вод, минерального состава пород, структуры порового пространства коллекторов.

Научная новизна работы:

1. Показано, что петрофизическое обоснование определения коэффициента нефтенасыщенности (Кн) по электрической модели Дахнова-Арчи,

представленное в действующих регламентных документах, не оговаривает условий соответствия типов смачиваемости образцов керна и пород в разрезе скважины, что приводит к завышению значений коэффициента нефтенасыщенности в породах с негидрофильной смачиваемостью. Для определения коэффициентов нефтенасыщенности гидрофобных пород по методике Дахнова-Арчи разработано новое петрофизическое обоснование интерпретации ГИС на основе специальных исследований керна и анализа геофизических данных.

2. Доказано, что коэффициенты нефтенасыщенности гидрофобных карбонатных и терригенных пород изученных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по диапазонам изменения и средним значениям близки к величинам коэффициентов нефтенасыщенности гидрофильных пород в противовес устоявшимся представлениям об очень высоких значениях Кн в гидрофобных коллекторах из-за низкой смачиваемости водой поровой поверхности. Этот результат подтвержден прямыми определениями коэффициента нефтенасыщенности по керну скважины на РНО, пробуренной силами ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и исследованной на тестовом месторождении ТПНП.

3. Доказано, что на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции геологические условия разновозрастных карбонатных и терригенных пород в процессе образования залежей УВ способствовали смене исходной гидрофильной смачиваемости на гидрофобную. В настоящее время на каждом месторождении исследованной территории ТПНП требуется обязательный лабораторный контроль и учет типа смачиваемости пород при интерпретации материалов ГИС с целью определения коэффициента нефтенасыщенности.

Защищаемые положения.

1 Разработано петрофизическое обоснование определения коэффициента нефтенасыщенности по ГИС с использованием электрической модели Дахнова-Арчи карбонатных и терригенных пород с доказанной низкой смачиваемостью водой для продуктивных отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной

провинции.

2. Доказано, что независимым показателем природной смачиваемости пород в разрезе скважин является удельное электрическое сопротивление коллекторов по ГИС, который принят за критерий достоверности определений коэффициента нефтенасыщенности гидрофобных коллекторов по электрической модели Дахнова-Арчи.

3. Установлена предрасположенность продуктивных коллекторов карбонатного и терригенного составов месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции к негидрофильному типу смачиваемости.

Практическая значимость работы и личный вклад. Разработанное петрофизическое обоснование определения коэффициента нефтенасыщенности негидрофильных коллекторов по данным ГИС обеспечивает достоверные значения нефтенасыщенности, а геологические модели на их основе - адекватную оценку запасов углеводородов, получение надежной основы для фильтрационных расчетов при составлении проектных документов разработки месторождений.

Личный вклад автора состоит: в выполнении статистического анализа стандартных и специальных исследований керна негидрофильных пород всех целевых объектов тестовых месторождений; в непосредственном участии в разработке методики определения коэффициента нефтенасыщенности по ГИС с использованием результатов специальных исследований керна негидрофильных коллекторов; в обосновании критерия оценки достоверности коэффициента нефтенасыщенности гидрофобных пород по анализу величин удельного электрического сопротивления коллекторов по ГИС; в выборе и анализе геологических диагностических признаков предрасположенности продуктивных пород карбонатного и терригенного составов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции к негидрофильному типу смачиваемости.

Реализация в промышленности. Полученные автором научные результаты по определению коэффициентов нефтенасыщенности гидрофобных пород по ГИС по методике Дахнова-Арчи были использованы в подсчетах запасов, прошли государственную экспертизу с успешной защитой в

Федеральном бюджетном учреждении «Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых» (ФБУ «ГКЗ» РФ) по следующим объектам: старооскольскому горизонту среднедевонских терригенных отложений Ошского месторождения; карбонатным породам верхнего девона Восточно-Ламбейшорского месторождения; карбонатным породам нижнесилурийских отложений Верхневозейского месторождения. Практическая реализация выполненных диссертантом научных исследований в составе авторского коллектива была изложена в работе: «Временные методические рекомендации по определению коэффициента нефтенасыщенности негидрофильных коллекторов при подсчете запасов нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции», представленной на экспертно-техническом совете ФБУ «ГКЗ» РФ в декабре 2020г. и рекомендованной к использованию в практической работе подсчетов запасов УВ.

Апробация работы. Результаты работы были представлены на научно-технических конференциях: «Карбонатные резервуары - 2018», г. Москва, 25-26 октября 2018г.; техническая конференция SPE «Петрофизика XXI», г. Петергоф, Санкт-Петербург 4-5 июня 2018г.; геолого-геофизическая конференция «РосгеоНЕФТЕГАЗ - 2018», г. Москва, 22-24 мая 2018г.; научно-практическая конференция «Тюмень 2019», г. Тюмень, 25-29 марта 2019г.

Публикации. По результатам исследований опубликовано 5 работ в рецензируемых научных журналах из списка ВАК.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Содержит 121 страницу машинописного текста, включая 33 рисунка, 19 таблиц и список использованной литературы из 1 38 наименований.

Благодарности. Автор выражает огромную благодарность д. г.-м. н. Т.Ф. Дьяконовой за чуткое руководство, поддержку и внимание на всех этапах работы. Автор выражает искреннюю признательность специалистам ПАО «ЛУКОЙЛ» и ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» к.г.-м.н. Е.Е. Кристя, к.т.н. И.П. Гурбатовой, А.А. Калугину, к.г.-м.н. В.Е. Копылову, к.г.-м.н. В.Ю. Терентьеву, к.г.-м.н. Е.И.

Бронсковой, Ю.С. Осиповой за многолетнюю совместную плодотворную работу по данной тематике. Автор благодарит С.Е. Боброва за ценные замечания и советы по углублению исследований поверхностных свойств пород. Большая признательность сотрудникам РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина: профессору кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Н.Н. Михайлову за консультации в области микроструктурной смачиваемости; кафедры литологии профессору О.В. Постниковой, профессору А.В. Постникову, А.Е. Козионову, В.А. Лошкаревой за помощь в понимании природы разных типов смачиваемости порового пространства пород; сотрудникам кафедры геофизических информационных систем к.г.-м.н. В.Н. Черноглазову, к.г.-м.н. А.В. Городнову, к.г.-м.н. М.С. Хохловой за консультации при выполнении диссертационной работы.

1. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СМАЧИВАЕМОСТИ

НЕФТЕГАЗОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ 1.1. Понятие смачиваемости. Природа смачиваемости. Типы

смачиваемости.

Смачиваемость - это основной фактор, который контролирует распределение флюидов в пласте. Поэтому при решении проблем, связанных как с подсчетом геологических и извлекаемых запасов, разработкой нефтяных месторождений, так и анализом кернового материала, необходимо учитывать смачиваемость поверхности породы [19, 22, 24, 40, 44, 73, 79, 87, 90].

Смачиваемость — это термин, означающий притяжение двух жидкостей к поверхности твердого тела. В пористой среде, содержащей два или более несмешиваемых флюидов, смачиваемость является свойством флюидов смачивать твердую поверхность, сильнее выраженную у одного из флюидов [27, 77, 87, 91,107, 119].

В гидрофильной системе «вода - нефть - твердая фаза» вода обычно полностью заполняет мелкие поры и смачивает большую часть поверхности крупных пор. В крупных порах и каналах породы-коллектора нефть контактирует с породой через пленку воды, растекшейся по поверхности матрицы породы. Если порода гидрофильна, то есть лучше смачивается водой, то при контакте нефтенасыщенного керна такой породы с водой вода будет впитываться в его более мелкие поры и вытеснять нефть из керна [12, 34, 54].

Если порода предпочтительно смачивается нефтью, то есть является гидрофобной, то даже при насыщенности образца водой при контакте с нефтью порода будет впитывать нефть в более мелкие поры, и эта нефть будет вытеснять воду из керна. Вода вероятнее всего будет сконцентрирована в крупных порах и каналах породы (Рисунок 1.1). [77, 79, 89]

Смачивание водой Смешанное смачивание Смачивание нефтью

■ Нефть ■ Рассол (вода) И Зерна породы

Рисунок 1.1. Схематичное изображение распределения флюидов в структуре порового пространства породы при разных типах смачиваемости

Важно понимать, что смачиваемость системы порода-нефть-вода является усредненной комплексной характеристикой гетерогенной системы, отражающей преимущественное смачивание системы той или иной жидкостью. Различные участки поровой поверхности могут предпочтительно смачиваться нефтью или водой, что приводит к различным значениям усредненной смачиваемости. Смачиваемость оказывает решающее влияние на движение флюидов в системах вода-нефть-порода и их электрические свойства. От нее зависят капиллярное давление и относительные проницаемости, а следовательно, и темп вытеснения углеводородов при их добыче, и конечный коэффициент их извлечения [2, 34, 77, 79].

Смачивание жидкостью поверхности твердого тела оценивается по углу 0, который измеряется как касательная к капле жидкости на поверхности твердого тела, данный параметр зависит от поверхностных натяжений в системе «вода-нефть-твердое тело».

Краевой угол 8 может меняться в пределах от 0° до 180° (Рисунок 1.2), причем 6=0° означает, что вся стенка капилляра смачивается водой. При происходит преимущественное смачивание водой, при

90° < в < 180е - нефтью, если краевой угол 6=180° это означает, что стенка капилляра полностью смачивается нефтью [19, 20, 80].

(Т

Поверхность лучше смачивается той жидкостью, которая обладает меньшей величиной поверхностного натяжения на их разделе. Если поверхность твердого тела преимущественно гидрофильна, значит она сильно полярна, именно такой наружный слой способен реагировать с полярной частью молекул воды. Если же поверхность преимущественно гидрофобна, значит она покрыта обращенными наружу углеводородными радикалами. Таким образом, смачивание поверхности твердого тела тем или иным флюидом определяется поверхностной активностью адсорбируемого вещества и физико-химическим состоянием поверхности.

Первые исследования по изучению смачиваемости были основаны на упрощенном допущении о том, что смачиваемость однородна в резервуаре, то есть ее можно считать гомогенной. К такому типу смачиваемости можно отнести гидрофобный, гидрофильный и нейтральный типы (Рисунок 1.3).

Однако, как отмечалось ранее, порода является гетерогенной системой, и разные ее участки могут иметь иные свойства и испытывать различные внешние воздействия, поэтому смачиваемость различных участков породы может отличаться друг от друга. Ряд типов смачиваемости, описанных ниже, описывает возможные варианты конфигурации смачиваемости в такой сложной гетерогенной системе (Рисунок 1.3).

Гидрофильная Гидрофобная

Рисунок 1.2. Капля жидкости на твердой поверхности

Рисунок 1.3. Типы смачиваемости

Браун и Фэтт ввели понятие фракционной смачиваемости, определяя этим термином породы, в которых часть порового пространства гидрофильна, а другая - гидрофобна [96].

Термин «смешанная смачиваемость» отличается от фракционной (избирательной) смачиваемости распределением флюидов в поровой системе. В то время как в системах с фракционной смачиваемостью гидрофильные и гидрофобные поверхности не определяются размером пор, то в системах со смешанной смачиваемостью нефть формирует непрерывные пути преимущественно в более крупных порах, а вода - в более мелких порах [110, 131].

Избирательная смачиваемость означает, что отдельные, не связанные друг с другом участки в пределах одной и той же породы, являются сильно гидрофобными, тогда как остальная ее часть - сильно гидрофильной. Избирательная смачиваемость имеет место, когда матрица породы сложена

несколькими минералами, имеющими резко различающиеся химические свойства, что приводит к вариациям смачиваемости на поверхности пор [77].

Избирательную и смешанную смачиваемости тяжело отличить по керну и невозможно по ГИС, поэтому авторы считают допустимым допущение объединить эти понятия в единое и называть «смешанной смачиваемостью».

Важно отличать нейтральную смачиваемость, как количественную величину смачиваемости, от смешанной или фракционной (избирательной). Если первая определяет отсутствие предпочтительности твердой поверхности к смачиваемости любым из присутствующих флюидов, то во втором и третьем случаях речь идет о разнообразии или гетерогенности в предпочтительности [87].

Михайлов Н.Н. ввел понятие микроструктурной смачиваемости как характеристики микроуровня пласта. Участки с различной смачиваемостью приурочены к микроструктурным неоднородностям пласта [55, 56, 71].

Истинная смачиваемость породы-коллектора зависит не только от минеральных веществ, составляющих породу, но и от свойств, содержащихся в порах нефти и воды. Известно, что в пластовой нефти и воде присутствуют поверхностно-активные вещества, которые могут адсорбироваться породой. При наличии активных центров на поверхности пор породы такие компоненты нефти, как асфальтены, смолы, нафтеновые кислоты адсорбируются полярными группами к поверхности, неполярными - наружу, вследствие чего порода гидрофобизируется. И наоборот, если поверхность неполярна, результатом адсорбции УВ радикалов является гидратированная оболочка полярных групп на поверхности породы, что может привести к гидрофильности поверхности (Г.И. Нейман).

Визуально сложность распределения флюида в пустотном пространстве изучаемых тестовых месторождений ТПНП была продемонстрирована группой специалистов РГУ им. И.М. Губкина под руководством О.В. Постниковой, А.В. Постниковым и др. Микротомографические исследования проведены на керне одной из скважин Восточно-Ламбейшорского месторождения, образцы предварительно проэкстрагированы. Породы в результате исследований по

методике Амотта отнесены к промежуточному типу смачиваемости. Как видно на Рисунок 1.4, структура порового пространства образца крайне неоднородна. Присутствуют как мелкие поры и каналы, так и пустоты большого радиуса.

Рисунок 1.4. Сетчатая поровая модель связанного пустотного пространства образца из скважины Восточно-Ламбейшорского месторождения (по данным

Постниковой О.В.)

На снимках (Рисунок 1.5) видно, что даже после экстракции углеводороды могут быть сконцентрированы как пленки, выстилающие пустоты (Рисунок 1.5а), так и заполнитель межкаркасного пространства (Рисунок 1.5б), остальная поверхность, представленная на снимке, вероятно, гидрофильна [42].

а) б)

Рисунок 1.5. Анализ снимка РЭМ скважины Восточно-Ламбейшорского месторождения: а) комплекс пустот с углеродными каемками, б) микроструктура зоны с аномальным содержанием углерода (по данным Постниковой О.В.)

1.2. Распространенность гидрофобных коллекторов в России и мире

Минералы, присутствующие в осадочных породах, как правило, исходно гидрофильны, то есть предпочтительно смачиваемы водой. До глубокого изучения смачиваемости считалось, что породы всех месторождений гидрофильны. Однако возникающие проблемы с разработкой месторождений инициировали специальные лабораторные исследования образцов пород, которые выявили существование резервуаров с промежуточной смачиваемостью или преимущественно гидрофобных.

Исследования, проведенные Трейбер, Арчер, Оуэнс (1972), Морроу (1976), Чилингар и Йен (1983) и Куик (1991), показали, что на самом деле резервуары, обладающие промежуточной смачиваемостью или преимущественно смачиваемые нефтью гораздо более многочисленны, чем первоначально считалось. Их можно условно разделить на три группы сопоставимого размера: преимущественно гидрофильные, предпочтительно смачиваемые нефтью и с промежуточной смачиваемостью. Эти исследования также показали, что проблема смачиваемости чаще встречается в карбонатных коллекторах, чем в терригенных [104, 106, 119, 124, 126, 133].

Первыми довольно обширную работу по анализу пород 55 различных месторождений Техаса провели Трейбер, Арчер, Оуэнс [133]. В ней они произвольно назначили условия смачивания: водой для углов контакта от 0° до 75°, нефтью при углах контакта от 105° до 180°, с контактным углом от 75° до 105°, представляют нейтральную (промежуточную) смачиваемость. С этими условными границами 27% образцов были гидрофильны, 66% были гидрофобны, а оставшиеся 7% имели промежуточную смачиваемость.

Впоследствии Морроу [125] определил промежуточную смачиваемость, как ситуацию, когда ни одна жидкость самопроизвольно не впитывается. Морроу обнаружил, что при углах контакта менее 62° и выше 133° смачивающая фаза будет самопроизвольно впитываться. Следовательно, угол, при котором породу можно отнести к промежуточному типу смачиваемости составляет 62°-133°. Используя уточненные границы углов смачивания Трейбер, Арчер и Оуэнс

откорректировали свои результаты и получили, что 47% образцов имели промежуточную смачиваемость, 27% были гидрофобны, а 26% были гидрофильны (Таблица 1.1).

Таблица 1.1. Распределение смачиваемости 55 месторождений по Трейберу и др.

Тип породы Гидрофильный 0c <75° Промежуточная смачиваемость 0с=75°-105° Гидрофобный 0с>105°

Терригенная 43% 7% 50%

Карбонатная 8% 8% 84%

Всего 27% 7% 66%

Суммарный результат по уточненным границам угла смачивания Морроу

Гидрофильный 0с <62° Промежуточная смачиваемость 0с=62°-133° Гидрофобный 0с>133°

Всего 26% 47% 27%

Следует отметить, что всего 43% терригенных коллекторов, традиционно считаются гидрофильными, и действительно являются таковыми. Больше половины исследованных терригенных пород гидрофобны или имеют промежуточную смачиваемость. Среди карбонатных пород гидрофильными оказалось всего 8%, остальные также имеют или промежуточную смачиваемость, или гидрофобны.

Следующее крупное исследование смачиваемости пород было проведено Чилингаром и Йеном в 1983 году. Они измерили смачиваемость 161 образцов известняков, доломитовых известняков, известковых доломитов и доломитов. В итоге получили, что 8% исследованных карбонатных пород были гидрофильны, 12% имели промежуточную смачиваемость, 65% были преимущественно гидрофобны и 15% гидрофобны [104].

По литературным источникам можно предполагать, что гидрофобными являются породы многих месторождений Техаса (США), некоторые

месторождения Омана, месторождения Северного моря (Норвегия). По литературным источникам большинство карбонатных пород Беларуси преимущественно гидрофобны. Гидрофобность карбонатов также подтверждена на ряде карбонатных месторождений Казахстана [79, 116, 127].

В России проблемой смачиваемости занимался Б.И. Тульбович на ряде месторождений Пермской области в НИУ «ПермНИПИнефть». В ходе своих исследований он оптимизировал метод определения смачиваемости Амотта, кроме того, он анализировал влияние экстракции и типов растворителей на смачиваемость образцов, а также изменение смачиваемости коллекторов с глубиной. В настоящее время исследования смачиваемости коллекторов Пермской области продолжают коллективы специалистов ПНИПУ и ПермНИПИнефть [21, 32, 33, 34, 79, 80, 82].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Бата Лейла Кифах, 2022 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. 1. Амикс Дж. Физика нефтяного пласта / Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р// Перевод с английского. - М.: Гостоптехиздат, 1962.

2. Багов М.С. К вопросу оценки смачиваемости горных пород / Багов М.С., Инюткина А.В.// Нефтегазовая геология и геофизика - 1968-№14 - С. 9-12.

3. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. - М.: Недра, 1977. - С. 220.

4. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа / К.И. Багринцева. - М.: РГГУ, Т.2, 1999. - С. 285.

5. Балушкина Н. С. Структура пустотного пространства нефтенасыщенных пород баженовской абалакской свит в центральной части Западно-Сибирского бассейна / Н. С. Балушкина, Г. А. Калмыков, Н. И. Коробова, Т. А. Шарданова // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. - 2015. - № 5. - С. 69-77.

6. Басниев К.С. Подземная гидромеханика/ Басниев К.С., Кочина И.Н, Максимов В.М. - М.: Недра, 1993г.

7. Белорай Я.Л. Поверхностно-адсорбционные свойства природных дисперсных веществ/ Белорай Я.Л., Былина Э.А.//Журнал физической химии -1969-№2 - С.526-528.

8. Березин В.И. Адсорбция асфальтенов продуктивными породами нефтяных месторождений/ Березин В.И.//Нефтепромысловое дело - №5 1979г.

9. Борисенко С. А. Влияние морфометрических характеристик пустотного пространства на смачиваемость пород-коллекторов отложений верхнего девона Тимано-Печорской провинции / С. А. Борисенко, П. В. Кошкин, С. Ю. Рудаковская // НТВ «Каротажник». - 2019. - Вып. (3). - С. - 104-116.

10. Вознесенский П.И. Техника лабораторных работ/ П.И. Вознесенский. - М.: Химия, 1964. - С. 551.

11. Волкова З.В. Смачиваемость твердых тел как характеристика молекулярной природы их поверхности и метод ее измерения / З. В. Волкова // Журнал физической химии. - 1939. - Т. 13. - №. 2. - C. 225-238.

12. Гиматудинов Ш.К. О природе поверхности минералов нефтесодержащих пород/ Гиматудинов Ш.К.// Изв. ВУЗов Нефть и газ - 1963-№°7 - С. 37-43.

13. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Гиматудинов Ш.К. - М.: Недра, 1971.

14. ГОСТ 26450.0-85 Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств.

15. ГОСТ 26450.1-85 Породы горные. Методы определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением.

16. ГОСТ 26450.2-85 Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации.

17. Григорьев С. Н. О методике оценки относительной смачиваемости коллекторов продуктивных отложений / С. Н. Григорьев // Известия вузов. Сер. Нефть и газ. - 1980. - № 11. - С. 33-38.

18. Грим Р.Е. Минералогия и практическое использование глин: пер. с англ. - М.: Мир, 1967. - С.559.

19. Гудок Н.С. Смачиваемость пород-коллекторов нижнемеловых отложений на месторождениях Ставрополья/Гудок Н.С.//Нефтепромысловое дело - 1966-№8 -С. 10-14.

20. Гудок Н.С. Определение физических свойств нефтесодержащих пород / Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г.- М.: Недра, 2007. - С. 592

21. Гурбатова И.П. Особенности изучения смачиваемости сложнопостроенных карбонатных пород-коллекторов лабораторными методами/ Гурбатова И.П, Мелехин С.В., Чижов Д.Б. Файрузова Ю.В.// Вестник ПНИПУ - 2016-№° 20 - С. 240-245.

22. Дерягин Б.В. Поверхностные силы/ Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. - М.: Наука, 1985 - С. 300.

23. Дерягин Б.В. Вода в дисперсных системах/ Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Овчаренко Ф.Д. - М.: Химия, 1989 - С. 288.

24. Дерягин Б. В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. -М.: Наука, 1985, -С. 398.

25. Добрынин В.М. Петрофизика (физика горных пород) / В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников. - М.: 2004.

26. Дудин Ю. Д. Определение смачиваемости пористой среды по данным противоточной капиллярной пропитки / Ю. Д. Дудин, И. А. Швецов // Труды КНИИНП. - Куйбышев, 1968. - № 38. - С. 11-20.

27. Дьяконова Т.Ф. Геологические диагностические признаки пород с негидрофильной смачиваемостью на месторождениях Тимано-Печорской провинции/ Дьяконова Т.Ф., Бата Л.К., Саетгараев А.Д., Бронскова Е.И. //Каротажник. -2020. - №. - С.

28. Дьяконова Т.Ф. Недостоверность величин коэффициента нефтенасыщенности негидрофильных коллекторов при оценках по методике Дахнова-Арчи, согласно утвержденным методическим рекомендациям/ Дьяконова Т.Ф., Бата Л.К., Саетгараев А.Д., Бронскова Е.И.// Каротажник. - 2020. - №. - С.

29. Дьяконова Т.Ф. Некоторые виды сложных коллекторов продуктивных разрезов нефтегазовых месторождений/ Дьяконова Т.Ф., Бата Л.К., Терентьев В.Ю., Гурбатова И.П., Исакова Т.Г., Комова А.Д. //Геофизика. - 2017. - №Б. - С 126-133.

30. Дьяконова Т. Ф. Проблемы петрофизического обоснования по керну и ГИС начальной нефтенасыщенности негидрофильных коллекторов / Дьяконова Т. Ф., Бата Л. К., Гурбатова И. П., Бронскова Е. И., Саетгараев А. Д. // НТВ «Каротажник». - 2019. - Вып. 1 (295). - С. 85-97.

31. Занин Ю. Н. Некоторые аспекты формирования баженовской свиты в центральных районах Западно-Сибирского осадочного бассейна / Ю. Н. Занин, А. Г. Замирайлова В. Г. Эдер // Литосфера. - 2005. - №4. - С. 118-135.

32. Злобин А.А. Влияние смачиваемости пород-коллекторов на коэффициент извлечения нефти/ Злобин А.А.//Нефтепромысловое дело - 2013-№9 - С. 49-53.

33. Злобин А.А. Закономерности изменения смачиваемости пород-коллекторов по лабораторным данным/ Злобин А.А., Эбзеева О.Р.// Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2013. №8, с.52-61.

34. Злобин А.А. О механизме гидрофобизации поверхности пород-коллекторов нефти и газа/ Злобин А.А., Юшков И.Р.// Вестник Пермского Университета. -2014. - №3 (24). - С. 68-79.

35. Калмыков Г. А. Модель нефтенасыщенности порового пространства пород баженовской свиты Западной Сибири и ее использование для оценки ресурсного потенциала / Г. А. Калмыков, Н. С. Балушкина. - М.: ГЕОС, 2017. - С. 247.

36. Клубова Т.Т. Глинистые минералы и их роль в генезисе, миграции и аккумуляции нефти/Клубова Т.Т. -М.: Недра,1973 С.14-25.

37. Ковалев К. Исследования смачиваемости карбонатных коллекторов на основе искусственного старения / К. Ковалев, П. Гришин, А. Курочкин, М. Колесников, А. Левченко, И. Афанасьев, Г. Федорченко // материалы Российской нефтегазовой технической конференции SPE, 2016 (24-26 октября, Москва, Россия). (SPE-182064-RU).

38. Ковалев К. М. Экстракция и старение карбонатного керна девонских отложений на микроскопическом масштабе / К. М. Ковалев, А. Ю. Рашковский, М. М. Хайруллин, П. А. Гришин, В. Я. Шкловер, Н. А. Артемов, И. Г. Марясев // материалы Российской нефтегазовой технической конференции SPE, 2016 (24-26 октября, Москва, Россия). (SPE-191169-18RPTC-RU).

39. Корост Д.В. Неоднородность строения терригенных коллекторов и типы структуры их пустотного пространства (на примере верхней части тюменской свиты Урненского нефтяного месторождения Западной Сибири: автореф. дис. канд. геол.-мин. наук, 21.03.2012/ Дмитрий Вячеславович Корост; науч. руководитель Г.А. Калмыков. -М., 2012. -С.17

40. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов / Ф.И. Котяхов. - М.: Недра, 1977. -С. 287

41. Кузнецов А.М. О сохранении естественной смачиваемости отбираемого из скважин керна/ Кузнецов А.М, Кузнецов В.В., Богданович Н.Н.//Нефтяное хозяйство - 2011 - №1 - С. 21-23.

42. Кузьмин В.А. Методика изучения пустотного пространства пород в РЭМ // Коллекторы газа на больших глубинах: тез. докл. шестой всесоюзной конф. -М.: МИНГ, 1987. -С. 196.

43. Кузьмичев Д. Н. К методике определения краевого угла смачивания поверхности пористых тел / Д. Н. Кузьмичев, М. С. Багов // Труды Сев.-Кав. нефт. НИИ. - 1970. - №. 6. - C. 147-156.

44. Кусаков М.М., Ребиндер П.А., Зинченко К.Е. Поверхностные явления в процессах фильтрации нефтей // Доклады АН СССР. - 1940. - т. 28. - №5 - С. 342-436.

45. МакФи К. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам/МакФи К., Рид Дж., Зубизаретта И. //Перевод с английского. - М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. -С. 912.

46. Мартынов В.Г. Причины «нетрадиционности» или «сложнопостроенности» пород-коллекторов / В. Г. Мартынов, А. В. Постников, О. В. Постникова // Георесурсы, Геоэнергетика, Геополитика. - 2014. - № 2 (10). -С. 6.

47. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде / М.Маскет. - М.: 2004.

48. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрофизическими методами / под ред. В.И. Горояна, В.И. Петерсилье. -М.: ВНИГНИ, 1978. - 212 с.

49. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - Москва — Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. - С. 257.

50. Милешина А.Г. Изменение нефтей при фильтрации через породы/ Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. - М.: Недра, 1983. - С.174.

51. Митрофанов В.П. Оценка свойств нефти пород-коллекторов залежи карбонатного типа на поздней стадии разработки/ Митрофанов В.П., Злобин А.А.// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений -2002-№3.

52. Михайлов Н.Н. Проницаемость пластовых систем / Н.Н. Михайлов. - М.: РГУ, 2006. - С. 186.

53. Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта / Н.Н. Михайлов - М: МАКС ПРЕСС, 2008, - С. 447.

54. Михайлов Н.Н. Новые представления о смачиваемости коллекторов нефти и газа/ Михайлов Н.Н., Гурбатова И.П., Моторова К.А., Сечина Л.С.// Нефтяное хозяйство. -2016.- №7. -С. 80-85.

55. Михайлов Н.Н. Влияние микроструктуры порового пространства на гидрофобизацию коллекторов нефти и газа / Михайлов Н.Н., Кузьмин В.А., Моторова К.А., Сечина Л.С.// Вестн.МГУ. Сер. 4. Геология. - 2016. - №№4. -С. 67-75.

56. Михайлов Н.Н. Влияние микроструктурной смачиваемости на петрофизические характеристики пород-коллекторов /Михайлов Н.Н., Семенова Н.А., Сечина Л.С.// Каротажник. 2011. № 7.

57. Михайлов Н.Н. Геологические факторы смачиваемости пород -коллекторов нефти и газа/ Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С.Шейеваг.Яи -2016 г.

58. Михайлов Н.Н., Сечина Л.С. Особенности смачивания природных нефтенасыщенных коллекторов // Матер. II Междунар. симп. «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. М.: ОАО ВНИИнефть, 2009.Т. II.

59. Михайлов Н.Н. Физико-химические аспекты смачиваемости и гидрофобизации/Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С.// Технологии добычи и использования углеводородов. -2014.- №2 3(2). -С. 1-4.

60. Михайлов, Н.Н. Экспериментальное исследование смачиваемости и анализ ее влияния на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных коллекторов Неокомской залежи Ново-Уренгойского и Ямбургского месторождений / Н.Н. Михайлов, М.О. Ермилов, Л.С. Сечина. - Новосибирск, 2012. - С. 58.

61. Мурцовкин В. А. Использование метода ядерно-магнитного резонанса для определения смачиваемости горных пород / В. А. Мурцовкин // НТВ «Каротажник». - 2016. - Вып. 1 (259). - С. 35-44.

62. Нестеренко Н. Ю. Смачиваемость пород-коллекторов пластовыми флюидами // Геология нефти и газа. -1995. -№5.

63. Осипов В.И. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений/ Осипов В.И., Соколов В.Н., Ермеев В.В. - М.: Наука, 2001. -С. 238

64. ОСТ 39-180-85 Нефть. Метод определения смачиваемости углеводород содержащих пород.

65. ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

66. ОСТ 39-204-86 Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления.

67. ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.

68. ОСТ 41-03-219-83 Горная порода-коллектор. Методика определения удельного электрического сопротивления образцов горных пород-коллекторов нефти и газа.

69. Рудаковская С. Ю. Оценка смачиваемости пород методом ЯМР / С. Ю. Рудаковская // Ядерно-магнитные скважинные и аналитические методы в комплексе ГИС при решении петрофизических, геофизических и геологических задач на нефтегазовых месторождениях: тр. всерос. конф. - Тверь, 2014. - С. 206221.

70. Свалов А.М. Анализ проблем построения кривых капиллярного давления при моделировании пластовых процессов // Нефтяное хозяйство. -2015. - №5, С. 70-73.

71. Семенова Н.А. Роль микроструктурной смачиваемости в изменении фильтрационных свойств продуктивных пластов / Н. А. Семенова, Л. С. Сечина // Вестник ЦКР Роснедра. - 2008. - №2. - С. 44-49.

72. Сумм Б.Д., Горюнов Ю.В. Физико-химические основы смачивания и растекания. М.: Химия, 1976. -С. 232.

73. Сургучев М.Л. Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазовых пластах. М.: Недра - 1984. - С. 25.

74. Танкаева Л.К. О механизме адсорбции воды на глинистых песчаниках/Танкаева Л.К.// М.: МГУ - 1974-№5 - С.150-161.

75. Танкаева Л.К., Приваленко Н.В., Сечина Л.С. Исследование поверхностных свойств пород-коллекторов // Газовая промышленность. - 1987. - №10. - С. 50.

76. Терентьев В.Ю. Особенности разработки карбонатных пород со смешанной смачиваемостью и определения коэффициента начальной нефтенасыщенности на примере месторождений Тимано-Печорской провинции /Терентьев В.Ю., Гурбатова И.П., Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г., Хохлова М.С.// Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 7, С. 86-90.

77. Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Перевод с английского. - М.: ООО «Премиум-Инжиниринг». 2009. - С. 868.

78. Топорков В.Г. Исследование восстановления естественной смачиваемости горных пород с помощью ядерной магнитной релаксометрии и метода горного бюро США (ШВЫ) / В. Г. Топорков, С. Ю. Рудаковская, П. В. Кошкин, С. А. Борисенко // НТВ «Каротажник». - 2016. - Вып. 8 (266). - С. 45-59.

79. Тульбович Б.И. Методы изучения коллекторов нефти и газа / Б.И Тульбович. - М.: Недра, 1979. - С. 199.

80. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород / Тульбович Б.И. - Пермское книжное издательство, 1975 -С. 93-131.

81. Ханин А.А. Породы коллекторы нефти и газа и их изучение/ Ханин А.А. -М.: Недра, 1969, С. 131-139.

82. Хижняк Г.П. Влияние смачиваемости на коэффициент извлечения нефти/ Хижняк Г.П., Амиров А.М., Мошева А.М., Мелехин С.В., Чижов Д.Б.// Вестник ПНИПУ - 2013-№6, С. 54-63.

83. Эйтелис М.А. Изучение состояния воды на поверхности минералов/ Эйтелис М.А.//ДАН СССР - 1969-№5 - С. 1101-1104.

84. Юшков И.Р. О механизме гидрофобизации поверхности пород-коллекторов нефти и газа/Юшков И.Р., Злобин А.А.//Вестник Пермского университета, №3(24) - 2014г.

85. Amott, E. Observations relating to the wettability of porous rock / E. Amott // Petroleum Transactions AIME. - 1959. - V. 216. - P. 156 - 162.

86. A.P.J. Recomended Practice for Core-Analysis Procedure / APJ. 1998.

87. Anderson W. G. Wettability literature survey-part 1: Rock/oil/brine interactions and the effects of core handling on wettability. SPE 13932. 1986.

88. Anderson W. G. Wettability literature survey-part 2: Wettability measurement. SPE 13933. 1986.

89. Anderson W.G. Wettability literature survey. Part 4: Effects of wettability capillary pressure // Jornal of Petroleum Technology. 1987. Vol.39. Р. 1283-1300.

90. Anderson W. G. Wettability literature survey-part 5: The effects of wettability on relative permeability. SPE 16323. 1987.

91. Anderson W. G. Wettability literature survey-part 6: The effects of wettability on waterflooding. SPE 16471.1987.

92. Asphaltenes and crude oil wetting - the effect of oil composition / Buckley J. S. [et al.] // SPE Journal. -1997. -P. 107-119.

93. Basu S. and Sharma M.M. Characterization of mixed-wettability states in oil reservoirs by atomic force microscopy. SPE 35572. 1997.

94. Basu S. and Sharma M.M. Defining the wettability state of mixed wet reservoirs: measurement of critical capillary pressure for crude oils. SPE 36679. 1996.

95. Boneau D.F. and Clampitt R.L. A surfactant system for the oil wet sandstone of the North Burbank unit // JPT. -1977. -vol. 5. - P. 501-506.

96. Brown RJS., Fatt I. Measurements of fractional wettability of oilfield rocks by the nuclear magnetic relaxation method // Transactions, AIME.-1956. - 207. -P. 262-264.

97. Buckley J.S., Wang J., Creek J.L. Solubility of the Least-Soluble Asphaltenes // Asphaltenes, Heavy Oils, and Petroleomics. -2007. -vol. 16. - P.401-437.

98. Buckley J.S., Takamura K., Morrow N.R.. Inuence of electrical surface charges on the wetting properties of crude oils // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. -1989. -vol. 4. -P. 332- 340.

99. Buckley J.S., Llu Y., Monsterleet S. Mechanisms of wetting alteration by crude oils // SPE Journal. -1998. -vol. 3 March. -P. 54-61.

100. Buckley J. S. Microscopic investigation of the onset of asphaltene precipitation // Fuel Science and Technology International. -1996. - vol. 14. - no. 1-2. - P. 55-74.

101. Buckley J. S. Mechanisms and consequences of wettability alterations by Crude oils: PhD Thesis // Heriot-Watt University. -1996. -vol. 9.

102. Buckley J.S, Liu Y., Monsterleet S. Mechanisms of Wetting Alterations by Crude Oils SPE 37230: New Mexico Petroleum Recovery Research Center // New Mexico Inst. Of Mining and Technology. -1997. -№23.

103. Chen J., Hirasaki G.J., Flaum M. NMR wettability indices: effect of OBM on wettability and NMR responses // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2006. No.1-4. P. 161-171.

104. Chilingar G. V., Yen T. F. Some Notes on Wettability and Relative Permeabilities of Carbonate Reservoir Rocks, II, Energy Sources,1983.

105. Collins S.H., Melrose J.C. Adsorbtion of asphaltenes and water on reservoir rock minerals // SPE Journal. - 1983. -P. 249-256.

106. . Cuiec, L. Recommendations for the determination of the wettability of a specimen of reservoir rock / L. Cuiec, D. longeron, J. Pacsirszky // Rev. Inst. Français du Pétrole. - 1978. - V. 33. - №6. - P. 907 - 914.

107. Donaldson E.C. Oil-water rock wettability measurement // Proc. American chemical soc. div. of petroleum Chemistry. -1981. —v. 26 -№1. -P. 110-22.

108. Donaldson E.C., Thomas R.D. and Lorenz P.B. Wettability determination and its effect on recovery efficiency // SPE Reservoir Eng. -1969. -№3. -P. 13-20.

109. Dubey S. T., Waxman M. H. Asphaltene adsorption and desorption from mineral surfaces // SPE Reservoir Eng. -1991. -8. -P. 389-395.

110. Fatt J., Klikoff W.A. Effect of fractional wettability on multiphase flow through porous media // Trans. AJNE. 1959. V. 216. P. 426-432.

111. Fleureau J.M. Wettability of reservoir core samples. SPE 19681. 1992.

112. Jerauld G.R., Rathmell J.J. Wettability and relative permeability of prudhoe bay: a case study in mixed-wet reservoirs // SPE Reservoir Eng. -1997. - №12 (1). -P. 5865.

113. Johannesen E.B., Steinsbo M., Howard J. and Graue A. Wettability characterization by NMR T2 measurements in chalk. SCA2006-39.

114. Johnson R.E., Dettree R.H. Wettability and contact angles // J. Surf. Coll. Sci. Matijevic. 1969. P. 85-153.

115. Hsu W.F., Li, X., Flumerfelt R.W. Wettability of porous media by NMR relaxation methods: - 67th Annual Technical Conference and Exhibition, Washington DC // SPE 24761. -1992.

116. Gao, Z. Wettability of mississippian barnett shale samples at different depths: investigations from directional spontaneous imbibition / Z. Gao, Q. Hu // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin. - 2016. - V. 100. - №. 1. - P. 101 - 114.

117. . Leach, R. O. A laboratory study of wettability adjustment in waterflooding / R. O. Leach, O. R. Wagner, H. W. Wood, C. F. Harpke // Journal of Petroleum Technology. - 1962. - V. 14. - № 2. - P. 206 - 212.

118. Longeron D.G. Resistivity index and capillary pressure mesurements under reservoir conditions using crude oil/ Longeron D.G., Argaud M.J., Bouvier L.//SPE -1989 - 19589.

119. Lyons W. Standard Handbook of Petroleum and Natural Gas Engineering: Volume 2// Gulf Professional Publishing, 1996 - P. 64.

120. Ma, Y. Unconventional oil and gas resources handbook. Evaluation and development / Y. Ma, S. A. Holditch. - Elsevier, 2016. - P.536.

121. Martin R.W., Kelly J.E., Collier K.A. Spatial reorientation experiments for NMR of solids and partially oriented liquids // Progress in Nuclear Magnetic Resonance Spectroscopy. 2015. Vol.90-91. P. 92-122.

122. Mitchell A. G., Hazell L. B., and Webb K. J. Wettability determination: pore surface analysis. -1990. -№9. - P. 351-360.

123. Montaron B. A quantitative model for the effect of wettability on the conductivity of porous rocks / Paper SPE 105041, presented at the 15th Middle East Oil and Gas Show and Conference, Bahrain. March 11-14. 2007.

124. Morrow N.R., Cram P.J., McCaffery F.G. Displacement Studies in Dolomite with Wettability Control by Octanoic Acid // SPE J. -1973. -P. 221-232.

125. Morrow N.R., Lim H.T., Ward J.S. Effect of crude oil-induced wettability changes on oil recovery // SPE FE. -1986. -№2. - P. 89-103.

126. Raza, S. H., Treiber, L. E., Archer, D. L., 1968, Wettability of reservoir rocks and its evolution: Producers Monthly, v. 32, P. 2-7.

127. Richardson, J. G. Differences in the behavior of fresh and aged East Texas woodbine cores / J. G. Richardson, F. M. Perkins, J. S. Osoba // Journal of Petroleum Technology. - 1955. -V. 7. - № 6. - P. 866 - 891.

128. Robin, M., Combes, R.: Wettability of porous media from environmental SEM: from model to reservoir rocks. SPE 37235. -1997.

129. Robin M., Rosenberg E., Fassi-Fihri O. Wettability Studies at the Pore Level: A New Approach by Use of Cryo-SEM // SPE Formation Evaluation. -1995. -№3. -P. 11-19.

130. Robinson B.P. Ion-Exchange Minerals and Disposal of Radioactive Wastes

A Survey of Literature // U.S. Geological Survey, Water-Supply. -1962: Washington, DC. - P.132.

131. Salathiel R.A. Oil recovery by surface film drainage in mixed wettability rocks // Journal of Petroleum Technology. -1973. -vol. 25. -№10, P. 1216-1224.

132. Sharma M.M., Wunderlich R.W. The alter-action of rock properties due to interactions with drilling fluid components: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Las-Vegas. Sept. 22-25, 1985.

133. Treiber L.E., Archer D.L., Owens W.W. A laboratory evaluation of the wettability of fifty oil-producing reservoirs // SPEJ. -1972. -№2.

134. Tweheyo, M. T. An experimental study of the relationship between wettability and oil production characteristics / M. T. Tweheyo, T. Holt, O. Tors^ter // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 1999. - V. 24. - P. 179 - 188.

135. Wettability, Saturation, and Viscosity from NMR Measurements / Freedman R. [et al.] // paper SPE 87340, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, September. -2002. - October 2, 2002.

136. Wettability evaluation of a carbonate reservoir rock from core to pore level Al-Yousef H.Y. [et al.] // SPE Journal. - 1995. -P. 461-476.

137. Yan, S. Y. Statistical analysis on parameters that affect wetting for the crude oil / brine / mica system // S. Y. Yan, G. J. Hirasaki, S. Basu, R. Vaidya // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2002. - V. 33. - № 4. - P. 203 - 215.

138. Zhang, B. A study of shale wettability using NMR measurements / B. Zhang, A. M. Gomaa, H. Son. Q. Qu, J.-H. // paper of the International Symposium of the SCA, 2014 (8 - 11 September, Avignon, France). - 12 P. (SCA2014-015).