Микроструктурная смачиваемость коллекторов нефти и газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Моторова, Ксения Александровна

• Моторова, Ксения Александровна
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Моторова, Ксения Александровна

ОГЛАВЛЕНИЕ

СТР.

ВВЕДЕНИЕ

1. Обзор и анализ существующих представлений о смачиваемости нефтегазового пласта

1.1 Определение и традиционная типизация смачиваемости

нефтегазового пласта 10 1.2Природная гидрофильность горных пород, слагающих

нефтегазовый пласта

1.3Гидрофобизация нефтегазового пласта

1.4 Влияние воды на адсорбцию и смачиваемость нефтегазового пласта

1.5 Тип минеральной поверхности, тип цемента, содержание глины в нефтегазовых коллекторах. Активные центры адсорбции минеральной поверхности

1.6 Остаточная нефтенасыщенность нефтегазового пласта

1.7 Капиллярные явления и смачиваемость нефтегазового пласта 38 Выводы к разделу 1

2. Методы оценки смачиваемости нефтегазового пласта и их информативность

2.1 Метод измерения контактного угла смачивания

2.2 Измерение контактного угла смачивания по методике К. И. Багринцевой и Т. С. Преображенской

2.3 Метод Аммота

2.4 Метод Тульбовича Б.И

2.5 Стандартизированный метод США-ШВЫ. Комбинированный метод иБВЫ и Аммота

2.6 Метод изотермической сушки

2.7 Метод капиллярной пропитки

2.8 Метод полупроницаемой мембраны

2.9 Метод ядерного магнитного резонанса

2.10 Метод определения адсорбции из водных растворов красителей метиленовой сини (метиленовый голубой)

2.11 Определение смачиваемости с помощью растровой электронной микроскопии

2.12 Сравнение метода Амотта (Амотта-Гарвея) и ОСТ 39180-85

2.13 Вспомогательные методы изучения свойств пород-коллекторов (метод определения гранулометрического состава породы, метод потенциометрического титрования)

Выводы к разделу 2

3. Экспериментальное обоснование взаимосвязи гидрофобизации с микроструктурой пласта

3.1 Взаимосвязь показателей смачиваемости со структурой порового пространства

3.2 Степень гидрофобизации и структура порового пространства

3.3 Степень гидрофобизации и минеральный состав пород коллекторов с различными фильтрационно-емкостными свойствами

3.4 Степень гидрофобизации и состав углеводородов 101 Выводы к разделу 3

4. Микроструктурная смачиваемость как природное явление

4.1 Теоретический анализ возможных механизмов образования микроструктурной смачиваемости

4.2 Экспериментальные исследования микроструктурной смачиваемости

4.2.1 Методика проведения эксперимента по изучению микроструктурной смачиваемости

4.2.2 Характеристика объекта исследования

4.2.3 Результаты экспериментов и их обсуждение

4.2.4 Изменение порометрической характеристики образца от формы пор до и после экстракции

Выводы к разделу 4

5. Обоснование способов определения микроструктурной смачиваемости

5.1 Основные недостатки существующих способов определения смачиваемости

5.2 Обоснование метода изотермической сушки как способа определения микроструктурной смачиваемости

5.3 Методика дифференциальной оценки гидрофобизации с помощью моделирования процесса изотермической сушки

5.4Разработка способа дифференцированной оценки микроструктурной смачиваемости внутрипорового пространства породы

5.5 Общая схема изучения микроструктурной смачиваемости

Выводы к разделу 5

6. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 141 Список использованных источников 144 Приложение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Микроструктурная смачиваемость коллекторов нефти и газа»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы.

Известно, что смачиваемость оказывает влияние на нефтегазоконденсатоотдачу пласта, виды зависимостей относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от насыщенности, смачиваемость влияет на остаточное водо- и нефтенасыщение, электрические и другие геолого -технологические свойства пласта.

Существует множество методов воздействия на нефтегазовый коллектор с целью получения привлекательного в экономическом плане притока углеводородного (УВ) сырья. Но какой бы метод не был применен, возникает задача по управлению смачиваемостью пород-коллекторов, которая невозможна без определения реальной относительной смачиваемости коллектора водой и УВ. Смачиваемость внутрипоровой поверхности породы является важным параметром, от которого зависят основные показатели разработки любого месторождения (дебит нефти, газа, воды; обводненность, водонефтяной и газонефтяной фактор; текущая и накопленная добыча нефти, газа, воды; коэффициент нефтеизвлечения, остаточные запасы; текущая и накопленная закачка воды или газа по месторождению; распределение насыщенностей (воды, нефти, газа и давления) в залежах. Пониженное внимание или не учет поверхностных свойств коллектора приводит к нежелательным последствиям при добыче УВ, таким как опережающая обводненность добываемой продукции, высокое значение остаточной нефти в пласте, и, как следствие, низкая выработка УВ и значительные экономические потери добывающих компаний.

Эффективное решение задач по оценке фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта, моделированию процессов двухфазной фильтрации, определению коэффициента извлечения нефти, обоснованию технологий воздействия на пласт и призабойную зону неразрывно связано с адекватностью сложившихся представлений о смачиваемости с реальной смачиваемостью пласта. Однако, устоявшиеся представления о смачиваемости, заложенные в стандарты и

методики определения этого параметра, базировались на исследованиях, проведенных в последней четверти ХХ веке, и в настоящее время нуждаются в уточнении, т.к. основаны на гомогенном типе смачивания. Таким образом, обоснование новых представлений о смачиваемости и методах ее определения актуально для повышения эффективности разработки залежей нефти и газа.

Цель работы.

Экспериментальное и теоретическое обоснование характеристик смачиваемости пород - коллекторов нефти и газа как микростуктурной характеристики, зависящей от структуры порового пространства, минерального состава и свойств внутрипоровой поверхности, состава насыщающих флюидов на уровне отдельных пор и капилляров.

Объекты исследования: углеводородонасыщенные образцы терригенных пород месторождений Новый Уренгой, Самотлорское, Ромашкинское и карбонатных пород- Тэдинское, Усинское, Астраханское месторождений, а также капиллярные модели порового пространства.

Основные задачи исследования:

1. Доказать взаимосвязь изменений смачиваемости природно-гидрофильных коллекторов с микроструктурой порового пространства (размер и форма пустот, характеристики минеральных зерен, тип и количество цемента).

2. Показать, что изначальная природная гидрофильность коллектора меняется на микроуровне в результате гидрофобизации внутрипорового пространства активными компонентами мигрирующих УВ.

3. Выявить взаимосвязи изменения характера смачиваемости на микроуровне с процессами формирования и трансформации залежей нефти и газа.

4. Обосновать экспериментальный метод определения микроструктурной смачиваемости, позволяющий дифференцировать смачиваемость по масштабам поровой структуры.

5. Модифицировать классический способ определения смачиваемости пород по методу лежащей капли для учета структуры порового пространства на уровне отдельных пор и участков пор.

Методы решения поставленных задач.

При выполнении диссертационного исследования применялись следующие методы: анализ и систематизация литературных источников, посвященных лабораторным методам определения смачиваемости на образцах породы; лабораторные методы определения смачиваемости, дисперсности и минерального состава керна; метод растровой-электронной микроскопии (РЭМ) в режиме катодолюминесценции для описания микроструктурных параметров образцов породы.

Защищаемые положения:

1. Экспериментально и теоретически доказано существование особого типа гетерогенной смачиваемости-микроструктурная смачиваемость, характеризующаяся чередованием гидрофильных и гидрофобных участков внутрипорового пространства в масштабах пор, капилляров и участков пор.

2. Микроструктурная смачиваемость контролируется особенностями строения порового пространства коллекторов нефти и газа (геометрией и размером пор, минеральным составом внутрипоровой поверхности), а также молекулярным составом УВ, насыщающих коллектор.

3. Микроструктурная смачиваемость коллекторов нефти и газа определяется геологическими процессами формирования, разрушения и трансформации залежей и формируется в геологическом времени.

Научная новизна работы:

1. Экспериментально и теоретически обоснован особый тип гетерогенной смачиваемости-микроструктурная смачиваемость, которая характеризуется чередованием гидрофильных и гидрофобных участков в масштабе капилляров и участков пор.

2. Экспериментально показано, что гидрофобизация на уровне отдельных пор и капилляров зависит от вида и свойств насыщающих УВ (тип насыщающего флюида: нефть, газ, газоконденсат, вода, продукты переработки нефти, температура кипения УВ агента).

3. Показано, что изменение исходной гидрофильности породообразующих минералов в результате гидрофобизации коллектора происходят в масштабах отдельных пор, капилляров и участков пор и зависят от типа и свойств минеральной поверхности внутрипорового пространства (наличие терригенных или карбонатных минералов, состав и тип цементирующего вещества).

4. Предложен модифицированный способ определения смачиваемости методом лежащей капли, который учитывает особенности структуры порового пространства.

Теоретическая и практическая значимость работы.

Полученные результаты способствуют развитию и углублению представлений о смачиваемости нефтегазовых коллекторов на микроуровне, что позволяет дать адекватные рекомендации для усовершенствования технологий добычи УВ и в таких направлениях нефтегазовой отрасли, как физическое и гидродинамическое моделирование пласта, подсчет геологических и текущих запасов нефти и газа, расчет коэффициента углеводородоизвлечения с учетом адсорбционно-связанных УВ, регулирование процесса заводнения и применения методов повышения нефтеотдачи пласта, микромоделирования технологических процессов с использованием цифровых образов керна.

Объем и структура работы

Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и приложения. Содержит 167 страницы машинописного текста, включая 59 рисунков, 17 таблиц и библиографический список использованной литературы из 146 наименований.

Автор благодарен своему научному руководителю д.т.н., акад. РАЕН, профессору Михайлову Н.Н., идеи которого легли в основу диссертации, за чуткое руководство, поддержку и внимание. Автор признателен заведующему кафедрой Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина Мищенко И.Т. за содействие в выполнении работы, ценные советы и замечания при обсуждении работы, а также всему коллективу кафедры за поддержку работы. Автор благодарит ст.н.с. ИПНГ РАН

Сечину Л.С. за помощь в проведении и анализе результатов лабораторных исследований керна, и вед. н. с. ИПНГ РАН Кузьмина В. А. за помощь в изучении микроструктуры керна с помощью растрового электронного микроскопа.

1. ОБЗОР И АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О СМАЧИВАЕМОСТИ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА

1.1 Определение и традиционная типизация смачиваемости

нефтегазового пласта

Для изучения поверхностных явлений, происходящих в системе «порода-нефть-вода», используется понятие смачиваемости, как тенденцию одной жидкости распространяться или присоединяться к твердой поверхности в присутствии других несмешивающихся жидкостей. В зависимости от этой тенденции коллекторы принято делить на гидрофильные (смачиваемые водой), когда вода заполняет мелкие поры и контактирует с большей частью поверхности, гидрофобные (не смачиваемые водой), когда нефть заполняет мелкие поры и контактирует с большей частью поверхности. Если нет предпочтительного взаимодействия породы с нефтью и водой, то такую смачиваемость называют нейтральной. Так как внутренняя поверхность пор состоит из различных минералов с различными химическими и адсорбционными свойствами, то возникает гетерогенная смачиваемость [104]. При этом, следует отличать гетерогенную смачиваемость от промежуточной, когда отсутствует предрасположенность к смачиванию каким-либо флюидом [99].

В 1973г. R.A. Salathiel ввел новое понятие «смешанная смачиваемость» как специальный тип гетерогенной смачиваемости, при которой гидрофобные поверхности образуют сквозные пути по крупным порам, а мелкие поры остаются смоченными водой [138].

В 1990 году Н. Н. Михайловым, Н.А. Семеновой, Ф. В. Джемесюк, Т. Н. Кольчицкой была исследована возможность существования связи между размерами пор и смачиваемостью, которая некоторое время существовала только как гипотеза [46]. В 1997году M. Robin с соавторами [135, 136] провели опыты по исследованию смачиваемости образцов на сканирующем электронном микроскопе на искусственно приготовленных образцах с гидрофильным или

гидрофобным характером смачивания и на естественных образцах песчаников и карбонатных пород со смешанной смачиваемостью. Методика исследований позволяла визуально наблюдать капиллярный подъем флюида в образцах породы. Было показано, что в карбонатных породах со смешанной смачиваемостью нефть появлялась сначала в самых крупных порах. Для образцов песчаника с вкраплениями каолинита гидрофобность не была связана с порами определенного размера, правда авторы указывают, что не уделяли этому исследованию внимания. Как видно из данного опыта, в естественных условиях гидрофобность смешанных по смачиваемости кернов может быть связана как с большими, так и с малыми порами.

При движении многокомпонентных смесей, таких как газ, конденсат, нефть, через породы коллектора нефти и газа происходит селективное осаждение их во внутрипоровом пространстве в результате ряда процессов. Таким образом, становится очевидным, что ранее существовавшая типизация смачиваемости не является полной из-за не учета микроструктурных неоднородностей пласта. Авторами [46] было введено новое понятие «микроструктурная смачиваемость». Данное понятие учитывает тот факт, что гидрофильные и гидрофобные участки смачивания приурочены к порам и капиллярам определенного размера и конфигурации, что приводит к неоднородности смачивания на уровне отдельных пор (микроуровень).

Микроструктурная смачиваемость приводит к необычным явлениям при двухфазной фильтрации и требует специального учета для обоснования технологий извлечения углеводородов из пластов с микроструктурным типом смачивания. Выявлено, что микроструктурная смачиваемость влияет на фазовую и относительную фазовую проницаемости: на форму кривой относительной фазовой проницаемости влияет какие элементы структуры порового пространства (проводящие капилляры или крупные поры) являются смачиваемыми водой; капиллярное давление, неподвижную водо- и нефтенасыщенность и в конечном итоге обуславливает углеводородоотдачу пласта [75].

1.2 Природная гидрофильность горных пород, слагающих

нефтегазовый пласт

Исторически считается, что все нефтяные месторождения были гидрофильными до миграции в них нефти. Это утверждение основывается на двух факторах: во-первых, практически все осадочные породы сильно гидрофильные, во-вторых, породы осаждались в водной среде, в которые позже мигрировала нефть. Предполагалось, что реликтовая вода предотвращает контактирование нефти с поверхностью породы [99].

Экспериментальные исследования смачиваемости на большом количестве образцов карбонатных и терригенных пород нефтяных месторождений показали, что в терригенных и карбонатных коллекторах характер смачиваемости различен, а именно, карбонатные образцы оказались более гидрофобными (84 % образцов), чем терригенные (66% образцов) [141]. Позднее были проведены эксперименты по определению смачиваемости на 161 карбонатном образце. Результаты показали, что у большинства карбонатных коллекторов смачиваемость изменяется в диапазоне от нейтральной (12% образцов) до гидрофобной и сильно гидрофобной (85% образцов) [114].

Распределение гидрофобных и гидрофильных участков, их число и чередование зависят от природы породообразующих минералов, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и содержания в нем погребенной (реликтовой) воды [41]. Появление гидрофобных и гидрофильных участков на поверхности поровых каналов связано с процессом адсорбции. Вода и углеводороды адсорбируются поверхностью согласно их энергиям адсорбции, поэтому определение данного параметра дает возможность правильно оценить возможность добычи нефти заводнением, поскольку: во-первых, если энергия адсорбции воды на данной поверхности выше энергии адсорбции углеводородов, то углеводороды будут вытесняться водой с данной поверхности без применения дополнительных реагентов, в противном случае необходимо применять для вытеснения дополнительные вещества, энергия адсорбции которых на данной

поверхности будет выше энергии адсорбции углеводородов; во-вторых, если энергия адсорбции между породой и флюидами (водой и углеводородами) выше, чем энергия адсорбции между слоями самих флюидов, то будет вытесняться та часть воды или углеводородов, у которой связь между слоями наименьшая. Таким образом, у изначально гидрофильных коллекторов в процессе формирования нефтяной залежи смачиваемость меняется в результате процесса гидрофобизации: часть внутрипоровой поверхности становится гидрофобной [52, 58, 80]. Поэтому в реальных условиях большинство коллекторов находятся в гидрофобизированном состоянии. В процессе гидрофобизации уменьшается количество свободных пор, нефть занимает поры разного размера и в разных формах (пленочная, менисковая, контактная), изменяется конфигурация порового пространства (в присутствии углеводородов конфигурация сглаживается). В результате адсорбции активных компонентов нефти на поверхности нефтевмещающих пород формируются участки с измененной смачиваемостью.

1.3 Гидрофобизация нефтегазового пласта

Любая нефть в большей или меньшей степени обладает поверхностной активностью. Исследователями середины и второй половины ХХ века (М.М. Кусаков, П. А. Ребиндер, К.Е. Зинченко, Ф.А. Требин, В.В. Девликамов, И. Л. Мархасин и др.) было установлено, что фильтрация нефти в пористой среде сопровождается некоторым уменьшением ее расхода, то есть явление затухания фильтрации нефти. Данное явление объясняли образованием на поверхности поровых каналов адсорбционных слоев полярных компонентов нефти, изменяющих молекулярную природу твердой поверхности и являющихся базой для формирования коллоидизированных граничных слоев нефти, отличающихся по реологическим свойствам от нефти, находящейся в свободном состоянии. В результате этого явления уменьшается сечение фильтрационных каналов пористой среды и снижаются ее проницаемость и нефтеотдача.

Исследования В.В. Девликамова с сотрудниками, а так же других авторов показали, что в пластовых условиях нефти обладают структурно-механическими свойствами. Поверхностно-активные компоненты нефти, такие как асфальтены, смолы и нефтяные кислоты, образуют пространственную структуру, которая препятствует движению нефти в пористой среде и, следовательно, ее вытеснению. На контакте нефть-породообразующие минералы формируются слои нефти, обладающие аномальными свойствами, толщина которых соизмерима с радиусом поровых каналов нефтяных коллекторов [21]. Данный факт дал основание утверждать, что механизм перемещения нефти в пласте и ее извлечение во многом определяются молекулярно-поверхностными процессами, протекающими на границах раздела фаз (породообразующие минералы-насыщающие пласт жидкости и газы-вытесняющие агенты) и, следовательно, свойствами и содержанием поверхностно-активных компонентов нефти.

Исследованиями П.А. Ребиндера, М.М. Кусакова, К.Е. Зинченко и Л.Г. Гуревича [19, 39] было установлено, что поверхностная активность нефти обусловлена суммарным содержанием в ней полярных соединений, которые концентрируются в высокомолекулярных, тяжелых фракциях нефти и относятся к группе гетероорганических соединений, проявляющих поверхностую активность на межфазных границах различной природы [41].

Причина изменения смачиваемости естественно гидрофильной поверхности - компонентный состав нефти-главная, потому что все ее компоненты, изменяющие поверхностные свойства, сосредоточены в нефтяной фазе. Такими компонентами являются полярные соединения, содержащиеся в смолах и асфальтенах. Оба эти вещества обладают и гидрофильными, и гидрофобными характеристиками.

Существенными факторами, контролирующими адсорбцию асфальтенов и смол на минеральной поверхности, являются: 1) наличие, толщина и стабильность водных пленок на минеральной поверхности; 2) химический и структурный характер минеральной составляющей поверхности породы; 3) количество асфальтенов и смол в сырой нефти; 4) наличие асфальтенов и смол в сырой нефти

в виде коллоидных мицелл и агрегатов, а также 5) способность УВ фракции в сырой нефти к стабилизации этих коллоидных агрегатов в нефти и даже растворять их в растворе [123].

Прежде чем более детально изучать поверхостно-активные компоненты нефти, следует дать определение процесса адсорбции. Адсорбция - это изменение (обычно повышение) концентрации атомов или молекул вещества на поверхности раздела фаз (от лат. аё - на и БОгЬео - поглощаю) [94]. Адсорбция может происходить на любой поверхности раздела между двумя фазами, например, жидкость-газ или твердое тело-жидкость. Адсорбцию на поверхности твердых тел обычно классифицируют по характеру сил, связывающих адсорбируемые молекулы с поверхностными атомами твердого тела. Твердое тело, на котором происходит поглощение газов и паров, называется адсорбентом, а адсорбированное вещество - адсорбатом или адсорбтивом. Процесс, обратный адсорбции, называется десорбцией. Величину адсорбции, то есть количество адсорбированного газа (или пара), выражают в разных единицах, но наиболее часто в молях адсорбированного вещества на 1 г адсорбента. Величина адсорбции данного вещества тем выше, чем более доступная для этого вещества поверхность адсорбента, поэтому в качестве характеристики твердых тел приводят величину удельной поверхности Б (площадь поверхности 1 г адсорбента) [70]. Существуют два вида адсорбции: физическая и химическая (хемосорбция). Основные определения представлены в Таблице 1.1. В реальных условиях всегда протекает смешанная адсорбция из-за наличия несовершенств на поверхности твердых тел, которые делают поверхность энергетически неоднородной. К таким несовершенствам относятся: ступени скола, дислокации и точечные дефекты, кристалло-химические и физико-химические особенности. Процесс протекания адсорбции зависит от природы и структуры адсорбата и адсорбента, термобарических условий, размера поверхности адсорбента.

Среди поверхностно-активных компонентов нефти выделяют нафтеновые кислоты, асфальтосмолистые соединения и металлопорфириновые комплексы.

Таблица 1.1 - Основные особенности физической и химической адсорбции

Физическая адсорбция Химическая адсорбция

Молекулы адсорбата сохраняют свою индивидуальность Молекулы адсорбата образуют новое химическое соединение. При химической адсорбции молекулы адсорбата не сохраняют свою индивидуальность.

Обратима Необратима

Молекулы адсорбата удерживаются на поверхности адсорбента силами Ван- дер-Ваальса. Силы имеют электрическую природу и зависят от расстояния между молекулами. Химическая гетерогенная реакция -это образование ковалентных связей.

Молекулы адсорбата сначала удерживаются за счет силового поля поверхности, затем десорбируются. После того как силы адсорбции и десорбции уравновесятся, образуется адсорбционный слой (моно-, поли- или мультимолекулярный слой). С повышением температуры адсорбция уменьшается. Химическая адсорбция возможна при химическом родстве адсорбата и адсорбента. Скорость химической адсорбции растет с повышением температуры. Образуется только мономолекулярный слой.

Нафтеновые кислоты (нефтяные карбоновые кислоты) - это кислоты, выделенные из предельных углеводородов-циклопарафинов, которые также называют нафтенами. Общая химическая формула нафтеновых кислот СпН2п-2СООН. В нефти содержание нафтеновых кислот составляет сотые доли процента, редко достигает 1% и очень редко 2%. Нафтеновые кислоты хорошо адсорбируются на границе раздела нефть-породообразующие минералы. При контакте с щелочными водами нафтеновые кислоты образуют соли, которые являются водорастворимыми поверхностно-активными веществами и снижают поверхностное натяжение на границе раздела нефть-вода. Присутствие нафтеновых кислот подавляет в некоторой мере (20-30%) адсорбцию асфальтенов, но тем не менее наибольший вклад в процесс гидрофобизации поверхности породообразующих минералов оказывают асфальтены.

Смолы и асфальтены - это тяжелые фракции нефти, в которых присутствуют полярные компоненты, или как их еще называют, гетероатомы, такие как кислород, азот и сера, а также ванадий и никель [99]. Природные углеводородные

флюиды образуют непрерывный ряд составов от сухого газа до битумов. В этом ряду происходит существенное повышение плотности и вязкости, а по мере увеличения содержания асфальтенов от 0 до 20% изменяется и цвет-от прозрачного до темно-коричневого. Термин «асфальтены» был введен Ж.-Б. Буссенго в 1837 г. Так он назвал остаток от перегонки битума, нерастворимый в спирте, но растворимый в скипидаре. Сегодня используется схожее определение асфальтенов - остаток, нерастворимый в н-алканах, таких, как н-пентан или н-гептан, но растворимый в толуоле.

Асфальтены-это класс компонентов углеводородного сырья [140] Особенность смол и асфальтенов в том, что они могут обладать как гидрофобными так и гидрофильными свойствами по отношению к поверхности породы. Кислородные компоненты представляют кислоты, включая фенолы и различное количество карбоксильных кислот. Серосодержащие компоненты включают сульфиды и тиофены с небольшим количеством других компонентов, таких как меркаптаны и полисульфиды. Азотсодержащие компоненты являются в основном либо основными, либо нейтральными и включают карбозолы, амиды, пиридены, киполины и порфирины. Порфирины могут образовывать межфазно-активные комплексы металл-порфирин с различными металлами, включая никель, ванадий, железо, медь, цинк, титан, кальций и магний [99].

Содержание смол в тяжелой нефти может достигает 40-50%, содержание асфальтенов от 10% и более. Из-за небольшой разницы между размером и типом молекул смол и асфальтенов, нет резких переходов, а точнее, при определенных условиях возможен процесс перехода смол в асфальтены. Асфальтены рассматриваются как класс веществ, объединенных не по химической природе, а по растворимости [41].

Наличие асфальтенов в нефти влияет на процесс разработки месторождния. При разработки нефтяного месторождения для вытеснения нефти часто используют закачку газа. Если в добываемой нефти присутствуют асфальтены, то контакт с закачиваемым газом может нарушить фазовое равновесие и привести к

осаждению асфальтенов. Такое осаждение может изменить характер смачиваемости поверхностей пор [119].

Существует давно принятое убеждение, что смолы связаны с асфальтенами и необходимы для их стабилизации в сырой нефти. Некоторые химики, работающие в области асфальтенов, ставят под сомнение это утверждение, основываясь на том, что асфальтены могут быть стабильны в толуоле и без смол [105, 140]. Данный факт был хорошо проиллюстрирован при анализе содержания смол и асфальтенов с глубиной на месторождении Таити в Мексиканском заливе. С помощью оптико-спектрометрических приборов на кабеле из скважины на разных глубинах отбирались пробы флюидов и определялась их оптическая плотность. Содержание асфальтенов по данным измерений оптической плотности увеличивалось от кровли к подошве более чем на 100%, тогда как содержание смол вырастает всего на 8% [3].

Металлопорфириновые комплексы нефти. Обычно порфирины находятся в нефти в виде металлопорфириновых комплексов, главным образом с ванадием и никелем, а также с железом. Ванадий и никель являются постоянными компонентами золы нефтей.

На основании экспериментальных работ по изучению металлов и металлопорфириновых комплексов в нефти выявлено, что, в основном, количество ванадия превышает количество никеля в кратное число раз. Данное соотношение зависит преимущественно от происхождения нефти. Ванадий содержится в асфальтенах и смолах, растворимых в спирто-бензольной смеси, а никель содержится в асфальтенах и петролейно-эфирных маслах. Очевидно, что ванадий и никель связаны с асфальто-смолистыми фракциями, но концентрация их в смолах ниже, чем в асфальтенах [8].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Моторова, Ксения Александровна, 2017 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Авдусин П.П., М.А. Цветкова М.А. О классификации коллекторов нефти // Докл. АНСССР. -1943.- Т. ХУ1 новая серия, В. 2. - С.79-81.

2. А.с. 1022005 СССР. Способ определения степени гидрофобизации поверхности пор. - № 3229848/18-25; Заявл. 30.12.80; Опубл. 07.06.83// Открытия, изобрет. 1983. № 21. С. 123. Соавт.: Танкаева Л.К., Сечина Л.С., Приваленко Н.В.

3. Асфальтены: проблемы и перспективы / К. Акбарзаде [и др.] // Нефтегазовое обозрение. - 2007. - С. 28-53. - ссылка: https://docviewer.yandex.ru/?url=http%3A%2F%2Fwww.slb.com%2F~%2Fmedi a%2FFiles%2Fresources%2Foilfield_review%2Frussia07%2Fsum07%2F03_Asp haltenes.pdf&name=03_Asphaltenes.pdf&lang=ru&c=582c19b0d259. - дата публикации: -01.06.2007.

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

5. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. - М.: Недра, 1982, - 256 с.

6. Бордюг Е.В. Генетические типы нефтей продуктивных отложений юго-восточной части Западной Сибири: автореф. дис. канд. г.-мин. наук: 25.00.12 Бордюг Екатерина Васильевна; науч. Руководитель Соболева Е.В. -2012. -27с. Режим доступа:

http://geo.web.ru/db/msg.html?mid=1186061&uri=part05.html. - Дата обращения: 16.11.2016 г.

7. Вещества поверхностно-активные. Определение межфазного натяжения. Метод объема капли: ГОСТ Р 50097-92. -Введ. 1993-07-01. -М.: Издательство стандартов, 1993. - 48 с.

8. Виноградов А.П. Неметаллические ископаемые СССР. -М.: Гостоптехиздат, 1943. - 201 с.

9. 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

10. Влияние структуры порового пространства на остаточное нефтегазонасыщение пород продуктивных отложений месторождений углеводородов / Скибицкая Н.А. Кузьмин В.А. Большаков М.Н. Марутян О.О. // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика» (www.oilgasjournal.ru). -2010. -№1(1).

11.Волкова З.В. Смачиваемость твердых тел как характеристика молекулярной природы их поверхности и новый метод ее измерения // Физическая химия, т. XIII, вып. 2, 1939. -С. 225-238.

12.Газизов А. А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. -М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. — 639 с.

13.Гельферих Ф. Иониты. -М.: ИЛ, 1962г. - 400 с.

14.Гидрофобизация пород-коллекторов как показатель трансформации углеводородного сырья / Сечина Л.С., Еремина Е.И., Сребродольская Т.А., Язынина И.В. // К созданию общей теории нефтегазоносности недр: Материалы VI междунар. конф.-М.: ГЕОС. - 2002. -С. 168-171.

15.Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта: учебник для вузов.-М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. -311 с.

16.Грим Р.Е. Минералогия глин. -М.: ИЛ, 1959. -448 с.

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

18.Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.С. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. — 592 с.

19.Гуревич Л.Г. Научные основы переработки нефти. -М.: Гостоптехиздат, 1940. - 543 с.

20.Девликамов В.В., Хабибуллин 3.А. Реологические свойства нефтей, содержащих растворенный азот // Нефтяное хозяйство. - 1969. - № 12, С. 11—13.

21.Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975. — 168 с.

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

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

24.Злочевская Р.И., Королев В.А. Связанная вода в горных породах: новые факты и проблемы // Соросовский образовательный журнал. - 1996. - №9. -С. 79-85.

25.Злочевская Р.И., Королёв В.А. Электроповерхностные явления в глинистых породах. — М., МГУ, 1988. - 177 с.

26.Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / М.Л Сургучев и др. -М.: Недра, 1987. -230 с.

27.Изучение процесса высыхания полноразмерного керна методом ядерно-магнитного резонанса / А.В. Фаттахов, В.Е. Косарев, В.Д. Скирда, М.М. Дорогиницкий // Нефтяное хозяйство. - 2016. - №3. - С. 61-63

28.Исследование коэффициента подвижности неньютоновских нефтей: Труды УНИ. Вып. IX / Девликамов В.В., Хабибуллин 3.А., Кабиров М.М. -М., 1973, С. 59-63.

29.К вопросу определения сорбционной способности пород-коллекторов по отношению к метану: труды ЕНШгаза. Вып. 20/28 1/ К.И. Багринцева, З.И. Козловцева. -М.: Недра, 1964. - С.89-97.

30.Капиллярные явления и нефтеотдача / М.Т. Абасов, Н.Д. Таиров, Д.Ш. Везиров и др. -Баку: АН АзССР, Ин-т пробл. глубин. нефтегазовых месторождений, 1987. -147 с.

31.Карбонаты: Минералогия и химия: Пер. с англ. / Под ред. Р.Дж. Ридера.-М.: Мир, 1987.- 496с.

32.Казанский М.Ф. Анализ форм связи глин и почв при помощи термограмм сушки // Коллоидный журнал. - 1959. -т.21, №5. - С. 25.

33.Каталитические реакции на глинистых минералах и их роль в генезисе нефти: сборник "Генезис нефти и газа"/ Клубова Т.Т. - М.: Недра, 1967. -С. 228.

34.Киселев А.В Лыгин В.Н. Основные проблемы теории физической адсорбции. - М.: Наука, 1970. - 151 с.

35.Колясев Ф.Е. Дифференциальная влажность почвы, ее теория ж применение к земледелию // Почвоведение. -1944.- № 2-3.

36.Королев В.А. Связанная вода в горных породах: новые факты и проблемы // Соросовский образовательный журнал. - 1996. - №9. - С. 79-85.

37.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. -17 с.

38. 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.

39.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.

40. Лыков А.В. Кинетика и динамика процессов сушки и увлажнения (кожа, глина, целлюлоза, дерево, торф, уголь и пр.): учебное пособие/ под ред. Липатова С.М., Л.-М. Гизлегпром, 1938. -592с.

41.Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1977. -214 с.

42.Метод определения смачиваемости углевоородосодержащих пород: ОСТ 39-180-85. Тульбович Б .И. -М.: Недра. -1979.-199 с.

43.Методика изучения свойств остаточной нефти в карбонатных коллекторах / Аширов К.Б. и др. // Нефтяное хозяйство. - 1976. - № 6. - С. 53-56

44.Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. - М., "Недра", 1983. -174 с.

45.Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. -М.: Недра, 1992. -270 с.

46.Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В., Кольчицкая Т.Н., Семенова Н.А.. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов (обзор информ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений). - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. -60 с.

47.Михайлов Н.Н., Ермилов М.О., Сечина Л.С. Экспериментальное исследование смачиваемости и анализ ее влияния на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных коллекторов неокомской залежи НовоУренгойского и Ямбургского месторождений: монография. -Новосибирск: изд-во СО РАН, 2012. -58 с.

47а. Михайлов Н.Н., Ермилов М.О., Моторова К.А., Шелепанов С.С. Обзор и

обобщение экспериментальных данных по оценке фильтрационно-емкостных

свойств пластов и технологий воздействия на призабойную зону пласта с целью

повышения продуктивности скважин. Новосибирск, -2013, -131с.

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

49.Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Физико-химические аспекты смачиваемости и гидрофобизации пласта // Материалы I Международной научно-практической конференции (IX Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. - 2014. -С. 33-36.

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

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

52.Михайлов Н.Н., Семенова Н.А., Кольчицкая Т.Н. Моделирование влияния гетерогенной смачиваемости пласта на блокировку запасов углеводородов // Бурение и нефть.-2004. -№4.

53.Михайлов Н.Н., Семенова Н.А., Сечина Л.С. Условия формирования микроструктурной смачивамости и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. -2009. - № 1/4.

54.Михайлов Н. Н, Семенова Н. А., Сечина Л. С. Влияние микроструктурной смачиваемости на петрофизические характеристики пород-коллекторов// Каротажник. -2011. -№7, С. 163-172

55.Михайлов Н.Н., Сечина Л.С., Моторова К.А. Изучение микроструктурной смачиваемости Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения // Вестник ЦКР Роснедра. -2014. - №4.-С. 24-27.

56.Михайлов Н.Н, Сечина Л.С. Особенности смачивания природных нефтенасыщенных коллекторов // Материалы II Международного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов - М.: ОАО ВНИИнефть, т. II, 2009.

57.Михайлов Н.Н., Сечина Л.С., Моторова К.А. Роль глинистых минералов в образовании адсорбционно-связанной нефти в породах-коллекторах углеводородного сырья // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика» (www.oilgasjournal.ru). -2012. -№1(5).

58.Михайлов Н.Н., Сечина Л.С. Роль адсорбированных флюидов при оценке эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов / Доклады IV Международного научного симпозиума «Теория и практика применения

методов увеличения нефтеотдачи пластов». М.: ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт». -2013.- т. 2, -с. 14— 17.

59.Михайлов Н. Н., Сечина Л. С., Моторова К.А. (Савочкина К. А.) Влияние адсорбированных углеводородов на физико-химическую активность заглинизированных коллекторов // Каротажник. -2011. -№7, С. 173-179.

60.Неоднородность поверхностных свойств карбонатных пород-коллекторов и методика их оценки: труды ВНИГНИ. Вып. 207/ К.И. Багринцева, Т.С. Преображенская. - М.: Недра, 1978. -С. 125-147.

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

62.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.

63. Определение остаточной водонасыщенности гидрофобных пород-коллекторов / Петерсилье В.И., Рабиц Э.Г., Белов Ю.Я., Головастов Д.С. -ЭИВИЭМС. Сер. геол., методы поиск, и разв. м-ний нефти и газа, 1979. -№ 11. -С. 11 -14.

64. Осипов В.И. Кристаллохимические закономерности гидрофильности глинистых минералов // Вестн.МГУ. Сер. 4. Геология. -1976. -№ 5. С. 107110.

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

66.Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Фихико-химическая механика: избранные труды. -М.: АН СССР, 1979.

66а. Особенности разработки карбонатных пород со смешанной смачиваемостью и определения коэффициента начальной нефтенасыщенности по данным 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.

67.Ребиндер П.А. Структурно-механические свойства глинистых пород и современные представления физико-химии коллоидов / в кн. Труды совещания по инженерно-геологическим свойствам горных пород. М.: АН СССР, 1956. - С. 32-44.

68.Результаты электронно-микроскопических исследований влияния микроструктурных факторов порового пространства коллектора на характер насыщения нефтью / Кузьмин В.А., Михайлов Н.Н., Скибицкая Н.А., Гурбатова И.П., Моторова К.А. // Геология нефти и газа. - 2015. - №3. -С. 34-44.

69.Роде А.А. Почвенная влага. -М.: АН СССР, 1952. -459с.

70.Рощина Т.М. Адсорбционные явления и поверхность // Соровский образовательный журнал. -1998. -№2. -С. 89-94.

71. Руководство программиста по Visual Basic для Microsoft Office 97 / Пер. с англ. - М.: Издательский отдел "Русская Редакция" ТОО "Channel Trading Ltd.", 2000. - 544 с.

72.Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. -М.: Недра, 1980. -232 с.

73.Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. - Л.: Недра, 1989. - 260 с.

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

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

76. Скибицкая Н.А., Морозович Я. Р. Петрофизика коллекторов нефти и газа: труды МИНХиГП. -М.: Недра, 1975.- вып.115. -С. 31-38.

77. Соколов В.Н. Микромир глинистых пород // Соросовский образовательный журнал. -1996. -№3, 1996. -С. 56-64.

78.Соколов В.Н. Глинистые породы и их свойства // Науки о земле, -2000.-С. 59-65.

79. Сорбция углеводородов горными породами и ее влиянием на показания газовой съемки: сборник геохимические методы поисков нефти. Вып. Л I / В.Э. Вассерберг. - М.: Гостоптехиздат, 1970. - С. 117-128.

80.Состав и распределение алкил-нафталинов в нефтях Западной Сибири / А.К. Головко, А.Э. Конторович, Г.С. Певнева, Е.А. Фурсенко // Геология и геофизика. - 2014. - т. 55 (5—6). - С. 931—940.

81. Способ определения дифференцированной смачиваемости минералов, входящих в состав пород-коллекторов: пат. 2490614 Рос. Федерация / Кузьмин В.А., Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Кузьмина И.И. заявитель и патентообладатель Учреждение Российской Академии наук Институт проблем нефти и газа РАН №2012108150/28, заявл. 05.03.2012

82.Справочник по литологии / под ред. Н.Б. Вассоевича, В.Л. Либровича, Н.В. Логвиненко, В. И. Марченко. -М.: Недра, 1983. -509 с.

83. Сумм Б. Д. Гистерезис смачивания // Соросовский образовательный журнал. - 1999. - №7. - С.98-102

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

85.Танкаева Л.К. Исследование метода определения остаточной водонасыщенности газонефтесодержащих пород по кривым изотермической сушки образцов керна // Геология и разведка газовых и газ оконденсатных месторождений. - 1969. -№ 4.

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

87.Танкаева Л.К., Сечина Л.С., Приваленко Н.В. К методике гранулометрического анализа сцементированных осадочных пород с одновременным определением емкости катионного обмена// Геология нефти и газа. -1983. -№11. -С. 46-52

88.Тарасевич Ю., Овчаренко Ф.Д. Адсорбция на глинистых минералах. - Киев: Наукова думка. - 1975. -350 с.

89.Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности пород. -Пермь: Пермь. -1975. -194 с.

90. Факторы, влияющие на микроструктурную смачиваемость пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений / Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С., Гурбатова И.П. // Материалы III Международного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» - М.: ОАО ВНИИнефть, 2011, С. 83.

91. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности / Михайлов Н.Н., Кольчицкая Т.Н., Джемесюк А.В., Семенова Н.А. -М.: Наука, 1993. -174 с.

92. Физико-химическая механика и лиофильность дисперсных систем. Выпуск 3. Сборник научных трудов. - Киев, Наукова думка, 1971. - 232 с.

93.Флоренский П.В., Милосердова Л.В., Балицкий В.П. Основы литологии: Учебное пособие для студентов. -М.: РГУ Нефти и газа им. И.М.Губкина. -2003. -105с.

http://portal6.gubkin.ru/faculty/magister_training/magistrantu/posobia/UCH2/Gla va3_1.htm

94.Химическая энциклопедия -М.: Сов. энциклопедия, 1988.

95.Чураев Н.В. Исследование свойств тонких слоев жидкостей. М.: МГУ, 1974. С. 84—96

96.Щукин Е.Д., Перцов А.В., Амелина Е.А. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Высшая школа, 2004. — 445 с.

97.A 2-D pore-network model of the drying of single-component liquids in porous media / Yiotis A.G. [et al.].-2001: Advances in Water Resources, -vol. 24. -№34, P. 439-460.

98.Amott, E. / Observations Relating to the Wettability of Porous Rock; Trans., AIME, v.216, pp. 156-62, 1959

99.Anderson W.G. Wettability Literature Survey — Part 1: Rock—oil-brine interactions and effects of core handling on wettability // J. Petrol. Technol. -1986. -P. 1125—1144

100. Anderson.W.G. Wettability Literature Survey- Part 2: Wettability Measurement // J. Petrol. Technol. -1986. -P. 1246-1262

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

102. Benner F.C., Bartell F. E. The Effect of Polar Impurities upon Capillary and Surface Phenomena in Petroleum Production // API Drilling and Production Practices. -1941. - P. 341

103. 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

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

105. 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

106. 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

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

108. 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

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

110. 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.

111. Butt Hans-Jürgen, Graf Karlheinz, Kappl Michael. Physics and chemistry of interfaces // Weinheim, Germany : Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA. -2013.-461p.

112. Carroll D. Ion exchange in clays and other minerals // Bull. Geol. Soc. Am. 70. -1959. - P. 749-780

113. 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. -vol. 52. -no. 1-4. -P. 161-171

114. Chilingar G.V., Yen T.F. Some notes on wettability and relative permeabilities of carbonate reservoirs rocks - 2 // Energy Sources. - 1983. -no. 7, -P. 67 - 75

115. Chow, R.S., Takamura, K. Electrophoretic mobilities of bitumen and conventional crude-in-water emulsions using the laser Doppler apparatus in the presence of multivalent cations. -1988. -vol. 125. -is. 1. -P. 212-225

116. Clementz David M. Alteration of Rock Properties by Adsorption of Petroleum Heavy Ends: Implications for Enhanced Oil Recovery // Proc., 3RD Joint SPE/DOE Symp., England, Oil Recov., Tulsa, Okla, Apr.4-7, 1982. S.l.1. -P.131-138.

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

118. Cuiec L.E. Determination of the Wettability of a Sample of Reservoir Rock: Rev/Inst. Franc. Du Petrole, 705-28. English translation available from John Crerar Library, translation no. 81-13920-81.-1978. -№5. - 33 p.

119. Fundamentals of Wettability: Electronic resource / Wael Abdallah [et al.] // Oilfield Review. -2007. - vol. 19. -№2. Mode of access: https://docviewer.yandex.ru/?url=http%3A%2F%2Fwww.slb.com%2F~%2Fmedi a%2FFiles%2Fresources%2Foilfield_review%2Frussia07%2Fsum07%2F04_wett ability.pdf&name=04_wettability.pdf&lang=ru&c=582c198af268. - Date of access: 06.01.2007

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

121. Donaldson E.C., Thomas R.D. and Lorenz P.B. Wettability determination and its effect on recovery efficiency // SPE Reservoir Eng. -1969. -№3. -P. 1320.

122. Du Noüy, Pierre Lecomt. An Interfacial Tensiometer for Universal Use // The journal of general physiology. -1925.- 7 (5).

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

124. 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. 58-65.

125. 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.

126. Kuzmin V.A. Cathodoluminescence technique for studying the pore space of rocks using scanning electron microscopy // Journal of Surface Investigation. X-ray, Synchrotron and Neutron Techniques. 2007. Vol. 1, N 6. P. 687-690.

127. Leverett M.C. Capillary Behavior in Porous Solids // A Laboratory and Field Study of Wettability Adjustment in Woading. J. Pet. Tech. -1941. -p. 152169.

128. Martin J.B., Matthew D.J. Detailed physics, predictive capabilities and macroscopic consequences for models of multiphase flow // Advances in Water Resources. -2002. - vol. 25. -Iss. 8-12. -P. 1069-1089.

129. Messer E.S. Interstitial Water Determination by an Evaporation Method // Petrol. Trans. AIME. - 1951. - Vol. 192. - Р. 269-274.

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

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

132. 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.

133. Oshima H. J., Healy T.W., White L.R. Improvment on Hogg-Healy-Fuerstenau formulars for the interaction on dissimilar double layers. // Colloid. Interface Sci.- 1982.- V.89.- № 2.- P.484-493.

134. Radke C.J., Kovscek A.R., and Wong H. A Pore-Level Scenario for the Development of Mixed Wettability in Oil Reservoirs // American Institute of Chemical Engineers Journal. -1993. -39(6), p. 1072-1085.

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

136. 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.

137. Robinson B.P. Ion-Exchange Minerals and Disposal of Radioactive Wastes - A Survey of Literature // U.S. Geological Survey, Water-Supply. -1962: Washington, DC. -132 p.

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

139. 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.

140. Solubility and phase behaviour of asphaltenes. in E.Y. Sheu and O.C. Mullins (Ed.) / Cimino R. [at el.] // Asphaltenes: Fundamentals and Applications. -1996. - P. 97-130

140а. The Effect of the Pore Space Microstructure on Hydrophobization of Oil and Gas Reservoirs // Moscow University Geology Bulletin. - 2016. -№6. -t. 71. -C. 436-444. Mikhailova N.N., Kuz'min V.A., Motorova K.A., Sechina L.S. SCOPUS

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

142. Ultrasonic Spectroscopy of Asphaltene Aggregation /Asphaltenes, Heavy Oils and Petroelomics / Mullins O.C. [et al.]. -New York: Springer. - 2007. -P. 231.

143. Wong H., Morris S., Radke C.J. Three-dimensional menisci in polygonal capillaries // Journal of Colloid and Interface Science. -1992. -vol. 148. -issue 2. -P. 317-336.

144. 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.

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

146. 3D In-Situ Fluid Distribution Imaging at the Pore Scale as a New Tool For Multiphase Flow Studies / S. Youssef [et al.] // SPE Journal. - 2010.

159