Оценка компонентов насыщения природных резервуаров углеводородов по комплексу литолого-петрофизических, геохимических и скважинных геофизических исследований тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Самохвалов Никита Игоревич

  • Самохвалов Никита Игоревич
  • кандидат науккандидат наук
  • 2021, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина».
  • Специальность ВАК РФ25.00.10
  • Количество страниц 128
Самохвалов Никита Игоревич. Оценка компонентов насыщения природных резервуаров углеводородов по комплексу литолого-петрофизических, геохимических и скважинных геофизических исследований: дис. кандидат наук: 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых. ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина».. 2021. 128 с.

Оглавление диссертации кандидат наук Самохвалов Никита Игоревич

Введение

Глава 1. Современные подходы к определению содержания органического вещества и

характеристик нефтегазоматеринских пород

1.1. Геохимические методы

1.2. Петрофизика

1.3. Методики определения смачиваемости

1.4. Оценка содержания органического вещества

по данным комплекса ГИС

1.5. Определение объемного содержания керогена

1.6. Определение концентраций битумоидов по данным ГИС

1.7. Оценка содержания органического вещества

по данным геолого-технологических исследований

Выводы по Главе

Глава 2. Комплексные лабораторные и скважинные исследования нефтегазоматеринских

пород

2.1. Литологические исследования

2.2. Геохимические исследования

2.3. Физико-химические исследования

2.4. Петрофизические исследования

2.4.1. Лабораторные спектрометрические исследования естественной радиоактивности40

2.4.2. Определение структурно защемленной газонасыщенности (остаточной нефтенасыщенности) способом прямоточной капиллярной пропитки

2.4.3. Метод аспирационной термомассометрии

2.4.4. Прямые методы определения остаточной водонасыщенности

2.5. Геофизические исследования скважин

2.6. Геолого-технологические исследования

Выводы по Главе

Глава 3. Результаты комплексных лабораторных геохимических исследований

3.1. Кероген

3.2. Пиролитические исследования

3.3. Битуминологические исследования

3.3.1. Определение количественного содержания битумоидов

3.3.2. Определение компонентного состава битумоидов

3.4. Биомаркерный анализ

3.5. Определение состава и массового содержания органического вещества

3.5.1. Определение концентраций керогена на неэкстрагированных порошках по пиролизу и экстракции

3.5.2. Битумоиды в фазе пиролиза и окисления

Выводы по Главе

Глава 4. Результаты физико-химических исследований

4.1. Физико-химические свойства керогена и битумоидов

4.2. Методика определения избирательной смачиваемости пород

4.2.1. Анализ результатов определения избирательной смачиваемости

4.3. Определение сорбционной емкости и коэффициента набухания органического вещества

Выводы по Главе

Глава 5. Алгоритмы интерпретации данных ГИС

5.1. Общая схема алгоритма дифференцированной оценки компонентов насыщения

5.2. Расчет концентраций ОВ по данным ГИС

5.3. Построения объемной минералогической модели

5.4. Оценка содержания компонентов насыщения и параметра относительной

смачиваемости

Выводы по Главе

Заключение

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

Коэффициент нефтегазонасыщенности, определяемый по результатам интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС), включает в себя суммарный объем нефти и газа в пласте. Раздельное определение коэффициента нефтенасыщенности и газонасыщенности по данным ГИС требует дополнительных лабораторных и скважинных исследований. При этом в коэффициент нефтенасыщенности, помимо традиционной легкой нефти, входят также и битумоиды, которые могут находится в породе в растворенном и нерастворенном состоянии и активно взаимодействуют с компонентами легких углеводородов, что приводит к существенному изменению фильтрационных характеристик пород и объема подвижных флюидов. Актуальность раздельной оценки компонентного состава насыщения пород обусловлена необходимостью дифференцированного подсчета запасов, а также решения проблем, связанных с геологическим моделированием и разработкой природных резервуаров с многокомпонентным характером насыщения. Особенно это важно для нефтегазоматеринских толщ, распределение запасов углеводородов и органического вещества в которых неравномерно. При этом также неравномерен и компонентный состав насыщения нефтегазоматеринских толщ (от битумоидов до жидких углеводородов нефтяного ряда и газа), который определяется типом исходного органического вещества и степенью зрелости отложений.

Сегодня в мире запасы тяжелой нефти (в том числе приуроченных к нефтегазоматеринским отложениям) вносят значительный и устойчивый вклад в структуру мировой добычи. Крупные запасы (месторождения) тяжелой нефти расположены в России, Венесуэле, Канаде, США. Наиболее перспективными районами по запасам тяжелой нефти в РФ являются Республики Татарстан и Башкортостан, Самарская, Оренбургская, Ульяновская области, Пермский и Краснодарский края. Геологические запасы трудноизвлекаемой высоковязкой тяжелой нефти в России достигают 6-7 млрд. т (40-50 млрд. баррелей) (Данилова Е.А., 2008). Исследование свойств нефтегазоматеринских толщ требует комплексного подхода включающего определения литолого-петрофизических, геохимических и физико-химических характеристик пород. Процесс преобразования органического вещества в нефтегазоматеринских породах сопровождается изменением этих характеристик, что проявляется в зависимостях между ними и приводит к изменению откликов информационно-измерительных систем ГИС.

Большинство методик интерпретации данных ГИС в нефтегазоматеринских породах направлены на оценку концентрации органического углерода, содержащегося в керогене или, непосредственно, концентрации керогена. В то же время, методики для оценки концентраций битумоидов в нефтегазоматеринских породах по данным ГИС достаточно редки. Раздельное

определение концентраций керогена и битумоидов имеет важное значение для оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород, геохимического анализа преобразования органического вещества, так и для подсчета запасов нетрадиционных компонентов углеводородов.

Вышесказанное актуализирует разработку геохимического и литолого-петрофизического обеспечения интерпретации данных ГИС для дифференцированной оценки компонентов насыщения емкостного пространства и физико-химических свойств отложений, представленных как карбонатными, так и терригенными породами. Раздельная оценка концентраций керогена, битумоидов, жидких углеводородов и газа, а также смачиваемости пород на основании данных ГИС позволит проводить 3Б моделирование распределения концентраций керогена, битумоидов, традиционных жидких и газообразных углеводородов в объеме продуктивных отложений месторождений. При создании проектов разработки - позволяет для разных зон индивидуально применять существующие или направленно разрабатывать новые технологии добычи трудноизвлекаемого сырья с его попутными компонентами.

Рекомендованный список диссертаций по специальности «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», 25.00.10 шифр ВАК

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка компонентов насыщения природных резервуаров углеводородов по комплексу литолого-петрофизических, геохимических и скважинных геофизических исследований»

Цель работы

Повышение информативности результатов интерпретации данных комплекса ГИС для детализации 3Б моделей месторождений путем дифференцированной оценки компонентов насыщения природных резервуаров углеводородов на основе геофизического, литолого-петрофизического, геохимического и физико-химического обеспечения.

Основные задачи работы

1. Анализ петрофизических, физико-химических, геохимических и литологических характеристик нижнепермских карбонатных отложений ОНГКМ и мезозойских терригенных отложений Восточно-Предкавказской НГО.

2. Комплексные геохимические исследования природных резервуаров с целью определения их нефтегазоматеринского потенциала и степени преобразованности ОВ.

3. Разработка технических и алгоритмических средств для оценки компонентов насыщения природных резервуаров; разработка оптимального комплекса лабораторных и скважинных геофизических исследований.

4. Получение параметров структуры порового пространства, форм и видов связи воды с породой путем использования результатов измерений ЯМР-релаксометром, установок аспирационной термомассометрии (АТММ) и прямоточной капиллярной пропитки.

5. Разработка способов дифференцированного определения компонентов насыщения нефтегазоматеринских пород по данным ГИС.

Изучаемый объект, методы исследований

Объектами исследований являются сложные терригенные и карбонатные природные резервуары Восточно-Предкавказской НГО и Волго-Уральской провинции. Методы исследований:

1. лабораторные петрофизические, физико-химические, литологические и геохимические исследования образцов керна;

2. комплексный анализ данных лабораторных исследований, построение эмпирических связей и получение теоретических петрофизических уравнений;

3. обработка и интерпретация данных комплекса ГИС;

Для математической обработки данных использованы программы «Delphi», «Matlab», «Excel»; обработка и интерпретация данных комплекса ГИС проведена в профессиональных программных комплексах «Techlog» (Schlumberger), «Камертон» (РГУ НГ имени И.М.Губкина).

Научная новизна

1. Научно обоснована необходимость определения массовых и объемных концентраций керогена и битумоидов в разрезах скважин по данным ГИС с использованием результатов лабораторных пиролитических и битуминологических исследований, как для терригенных, так и для карбонатных природных резервуаров, включающих нефтегазоматеринские породы.

2. Установлена эмпирическая связь между концентрациями битумоидов и керогена, подтвержденная лабораторными геохимическими исследованиями, которая используется при интерпретации данных ГИС для раздельного определения концентраций керогена, битумоидов, нефти и газа.

3. Для рассматриваемых отложений установлена связь между литолого-петрофизическими, физико-химическими и геохимическими характеристиками пород. Установлена и использована для интерпретации данных ГИС закономерность изменения относительной смачиваемости нефтегазоматеринской горной породы в зависимости от содержания керогена.

4. Научно и экспериментально обоснован алгоритм дифференцированной оценки компонентов насыщения по данным ГИС на основе лабораторных петрофизических и геохимических исследований.

Научные положения

1. Органическое вещество, достигшее зрелости, в виде керогена и битумоидов, присутствует во многих природных резервуарах углеводородов и является потенциальным источником генерации нефти и газа для подобных отложений.

2. При определении концентраций битумоидов и их компонентного состава на основе пиролитических исследований нужно учитывать, что при пиролизе битумоидов образуется кокс, количество которого, растет с увеличением их молекулярной массы и составляет значимую долю органического вещества (ОВ). Причем суммарную массовую концентрацию ОВ необходимо рассчитывать с учетом элементного состава вещества, в первую очередь наличия углерода, водорода и кислорода. На неэкстрагированных образцах определяется суммарная массовая концентрация битумоидов и керогена, тогда как для экстрагированных - керогена.

3. Оценка концентраций битумоидов и параметра относительной смачиваемости по данным ГИС, требует изучения их взаимосвязи с концентрацией керогена, что обусловливается изменением данных характеристик в процессе катагенетического преобразования органического вещества.

4. Дифференцированную оценку компонентов насыщения с разделением на нефть, газ и битумоиды природных резервуаров, включающих нефтегазоматеринские породы, необходимо проводить по данным ГИС на основе ГМ-С, ИНГМ-С и ЯММ, с использованием результатов лабораторных исследований, включающих определения текущей нефтенасыщенности (метод Закса), концентраций органического вещества (пиролиз и экстракция), а также определения литолого-петрофизических характеристик пород.

Основные защищаемые результаты

1. Подтверждены нефтегазоматеринские свойства нижнепермских отложений ОНГКМ и мезозойских отложений Восточно-Предкавказской НГО на основании комплексных литологических и геохимических исследований, включавших методы электронной и оптической микроскопии, пиролитические, биомаркерные и битуминологические исследования.

2. Выявлена обратная зависимость между концентрациями керогена и битумоидов для отложений разной степени зрелости, использованная при интерпретации данных ГИС для оценки концентраций битумоидов.

3. Разработан способ оценки концентраций керогена и битумоидов, а также параметра относительной смачиваемости по данным скважинной интегральной и спектрометрической модификации метода естественной радиоактивности, основанный на лабораторных исследованиях по определению концентраций органического вещества и смачиваемости пород.

4. Разработаны алгоритмы дифференцированной оценки по данным ГИС содержания керогена, битумоидов, жидких углеводородов и газа, включающие в себя следующие элементы: 1) оценка концентрации керогена по данным интегральной и спектрометрической модификации гамма-метода, 2) оценка концентрации битумоидов на основании ее связи с концентрацией керогена, 3) определение пористости с коррекцией за концентрацию керогена, 4) оценка

концентрации жидких углеводородов на основании разности коэффициента текущей нефтегазонасыщенности, определенной по методу Закса, и концентрации битумоидов, а также на основании связи между концентрациями керогена и битумоидов, 5) определение коэффициента суммарной нефтегазонасыщенности на основании метода удельного электрического сопротивления, 6) оценка концентрации газа на основании разности суммарной нефтегазонасыщенности и суммы концентрации битумоидов и жидких углеводородов.

Практическая значимость

Комплекс лабораторных исследований керна, представленный в диссертации, применим для исследования свойств нефтегазоматеринских терригенных и карбонатных пород, и позволяет получить необходимые петрофизические, физико-химические, литологические и геохимические характеристики породы для дифференцированной оценки компонентов насыщения.

Разработанные алгоритмы позволяют прогнозировать по данным ГИС, наряду с содержанием жидких и газообразных углеводородов, содержание битумоидов и керогена, существенно дополняя и корректируя непрерывно по разрезу объемную флюидно-минералогическую модель, а также физико-химические свойства пород.

Результаты исследования использованы при интерпретации материалов ГИС на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ОНГКМ), в отчетах по договору ИПНГ РАН по Восточно-Предкавказской НГО, в работах ИПНГ РАН по фундаментальной тематике.

Результаты научно-теоретических и практических исследований автора используются в учебном процессе кафедры ГИС в курсе «Современные проблемы геофизики».

Личный вклад автора

Диссертант принимал непосредственное участие в лабораторных исследованиях керна. Разработал методические приемы для интерпретации результатов исследований свойств насыщающих породу флюидов и структурных характеристик пород на установке аспирационной термомассометрии (АТММ). Принимал активное участие при анализе полученных закономерностей и разработке петрофизических моделей продуктивных отложений исследуемых площадей и месторождений.

При непосредственном участии автора разработаны методики определения концентраций керогена в изучаемых породах, установлена закономерность изменения относительной смачиваемости пород с изменением в них концентраций керогена, разработана методика определения компонентов насыщения по данным ГИС.

Автором проведена обработка и интерпретация данных ГИС по традиционным и разработанным методикам. На представительном фактическом материале диссертант реализовал

разработанные алгоритмы определения содержание керогена, битумоидов, ЖУВ и газа, а также параметра относительной смачиваемости по данным комплекса ГИС.

Апробация результатов

Основные результаты работы доложены автором на 9 международных и отечественных научных конференциях. Основные конференции: Молодежная научная конференция, посвященная тридцатилетию Института проблем нефти и газа РАН, 11-13 октября 2017 г., ИПНГ РАН; «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», 12-14 февраля 2018 года, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина; 72-я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ - 2018», 23-26 апреля 2018 г., РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина; Актуальные проблемы нефти и газа 2018, 7-9 ноября 2018 г., ИПНГ РАН; «Российская нефтегазовая техническая конференция БРЕ», 15-17 октября 2018 г., Москва; Научно-практическая конференция ЕАГО «Скважинные исследования - технологии будущего», 6-7 декабря 2018 г., Москва; 73-я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ -2019», 22-25 апреля 2019 г., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; «Карбонатные резервуары 2019», 29-30 октября 2019 г., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; Актуальные проблемы нефти и газа 2019, 7-9 ноября 2019 г., ИПНГ РАН.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 19 работ, из них 5 статей в журналах списка ВАК, остальные в трудах отечественных и зарубежных изданий и конференций (одна с международным индексом цитирования).

Благодарности

Автор выражает искреннюю признательность заведующей лабораторией «Трудноизвлекаемых запасов углеводородов» в.н.с, к.г.-м.н. Скибицкой Н.А. и научному руководителю профессору кафедры ГИС, д. г.-м. н. Коваленко К. В. за постоянное сотрудничество и поддержку в постановке и проведении исследований при выполнении диссертационной работы.

Значительное влияние на направление исследований оказали совместная работа и творческие контакты с инж. Лазебниковым А.Я. (ООО «НЕОГЕО»), петрофизиком Петровым А.Н. (Газпромнефть Бадра), асп. Казимировым Е.Т. (кафедра литологии, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), а также с сотрудниками ИПНГ РАН в.н.с., к.г.-м.н. Кузьминым В.А., с.н.с., к.г.-м.н. Большаковым М.Н., с.н.с., к.г.-м.н. Бурхановой И.О., с.н.с. Пуго Т. А., с.н.с. Марутяном О.О.

Автор глубоко признателен профессорско-преподавательскому составу факультета геологии и геофизики нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, особенно профессору, д.г.-м.н. Золоевой Г.М., профессору, д.т.н. Кременецкому М.И., профессору, д.г.-м.н. Постниковой О.В., профессору, д.т.н. Стрельченко В.В., доценту, к.г.-м.н. Хохловой М.С., ст.преп. Сребродольской М. А.

Автор выражает глубочайшую благодарность им и всем, кто содействовал созданию этой работы.

Глава 1. Современные подходы к определению содержания органического вещества и

характеристик нефтегазоматеринских пород

Возможность определения по данным геофизических исследований скважин (ГИС) и комплексных петрофизических и геохимических исследований содержания в породе керогена, битумоидов и традиционных углеводородов является актуальной задачей.

Лабораторные пиролитические исследования выступают одним из основных методов для определения свойств нефтегазоматеринских толщ. Большинство методик интерпретации данных геофизических исследований скважин задействуют результаты только пиролитических исследований и преимущественно ориентированы на определение суммарного содержания органического углерода (общий органический углерод или англ. TOC - Total Organic Carbon) [18; 21]. При этом не решается проблема дифференцированного определения концентраций керогена и битумоидов, тогда как раздельное определение этих компонентов имеет важное значение как при анализе закономерностей преобразования органического вещества (ОВ), так и при определении фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) отложений.

Использование пиролитических параметров возможно только во взаимосвязи с битуминологическими, литогенетическими, физико-химическими, петрофизическими, электронно-микроскопическими исследованиями при комплексном изучении взаимосвязанных закономерностей катагенетического преобразования пород.

Рисунок 1.1. Схема компонентов органического вещества и традиционных углеводородов в составе нефтегазоматеринских пород и методики определения их концентраций

В процессе катагенетических преобразований органического вещества в нефтегазоматеринских породах изменяются не только компоненты насыщения порового

пространства, но минералогический состав породы и структура ее порового пространства. Характер протекающих катагенетических преобразований отражается непосредственно на изменении свойств пород и, следовательно, на изменении показаний методов геофизических исследований скважин в разрезе вскрытых скважиной нефтегазоматеринских отложений.

Как показывают исследования [19; 27], одна и та же порода может быть одновременно как коллектором, так и нефтегазоматеринской породой. То есть нет необходимости в первичной миграции флюидов из материнской породы в породы-коллекторы.

Отечественные и западные исследователи сходятся во мнении, что матрица нефтегазоматеринской породы состоит из неорганической части (минеральной) и органической (кероген) [4; 17; 111; 122; 124]. Кероген в своем объеме последовательно преобразуется в более простые высокомолекулярные соединения: асфальтены - смолы - масла - жидкие углеводороды нефтяного ряда (ЖУВ). Это приводит к тому, что емкостное пространство породы заполняют битумоиды, вода, нефть и газ [13; 14; 19].

Отмечается также наличие в нефтегазоматеринских толщах единых органоминеральных комплексов, как соединение ОВ и минералов [42; 81].

Скибицкой Н.А. с соавторами [79; 81] доказывается, что микроструктура матрицы нефтегазоматеринской карбонатной породы представляет собой карбонатно-органический полимер (КОП) и формируется в седиментогенезе на основе карбонатных солей органических кислот, организованных в иловых карбонатных осадках в надмолекулярные коллоидные структуры. В диагенезе в процессе обезвоживания (синерезиса) за счет надмолекулярной глобуляции - скручивания в наноглобулы органических ионов («органических хвостов») образованных карбонатно-органических молекул (карбонатных солей органических кислот) образуются организованные в кристаллическую решетку несовершенные карбонатно-органические полимерные кристаллы, а на их основе первичный породообразующий литотип, заключающий в себе как суммарный нефтегазогенерационный, так и литогенерационный потенциалы, реализующиеся на последовательных стадиях нефтегазогенерации.

Продуктами преобразования ОВ до керогена и дальнейшего преобразования керогена, помимо углеводородных и неуглеводородных газов, битумоидов (асфальтены, смолы спирто-бензольные, бензольные, твердые парафины, масла) и жидких углеводородов, являются также вторичные минералы. Содержание в породе битумоидов так же, как и содержание керогена, является важным параметром как для оценки степени катагенеза ОВ и литокатагенеза, так и для определения петрофизических свойств пород.

В связи с тем, что физико-химические свойства ОВ различны, процесс их преобразования сопровождается изменением избирательной смачиваемости пород пластовыми флюидами. Кероген является неполярным и гидрофобным. Асфальтены и тяжелые смолы биполярны и, как

следствие, дифильны. Легкие смолы и масла неполярны и могут формировать гидрофобные свойства вмещающей их породообразующей матрицы [86]. Следовательно, различным стадиям нефтегенерации соответсвует своя преимущественная избирательная смачиваемость пород.

Вышеуказанное актуализирует разработку геохимического и литолого-петрофизического обеспечения интерпретации данных ГИС для дифференцированной оценки компонентов насыщения емкостного пространства и физико-химических свойств отложений, представленных как карбонатными, так и терригенными породами. Дифференцированное определение концентраций керогена, битумоидов, жидких углеводородов и газа, а также оценка смачиваемости пород на основании данных геофизических скважинных исследований позволит проводить 3D моделирование распределения концентраций керогена, битумоидов, традиционных жидких и газообразных углеводородов в объеме продуктивных отложений месторождений. При создании проектов разработки это позволит для разных зон дифференцированно применять существующие или направленно разрабатывать новые технологии добычи трудноизвлекаемого сырья с его попутными компонентами.

1.1. Геохимические методы

Геохимией органического вещества нефтегазоматеринских пород занимались такие исследователи как: Т.К. Баженова, С.Н. Баженова, Н.Б. Вассоевич, М.Ю. Зубков, А.Э. Конторович, О.К. Навроцкий, С.Г. Неручев, Н.А. Скибицкая, D.M. Jarvie, K.E. Peters и др.

Преимущественный элементный состав керогена включает в себя углерод, водород, серу, кислород и азот. В качестве концентрации керогена часто используют массовую концентрацию органического углерода TOC, определенную с помощью пиролитических исследований. Однако, в ТОС входит только концентрация углерода, которая при этом образуется также и при пиролизе и сжигании битумоидов. Поэтому использовать концентрацию органического углерода в качестве концентрации керогена некорректно что так же указывается в работах [40; 46; 73; 74; 106].

Для оперативной оценки концентраций керогена применяется методика пиролитических исследований. Для этого определяется концентрация органического углерода (TOC - total organic carbon или Сорг). Так как в породе, помимо керогена, присутствуют битумоиды и сорбированные УВ, то для определения содержания керогена пиролитические исследования необходимо проводить на экстрагированных образцах. Массовую концентрацию керогена из Сорг по данным пиролиза с учетом степени катагенеза, рассчитывают по формуле [7; 46]: С

СШР = Сог- (1.1.1)

а

где Скер и Сорг - массовые концентрации керогена и органического углерода в породе, соответственно; a - доля углерода в керогене.

В зарубежной практике для нахождения концентрации керогена из Сорг обычно используют параметр обратный доли углерода в керогене Conv (Conversion Factor) [135]. Тогда выражение принимает вид:

(1.1.2)

Долю углерода обычно находят на основании зависимостей доли углерода от отражающей способности витринита или от параметра пиролиза Ттах, переведенного в отражательную способность витринита.

C = С *Conv

^КЕР ^ОРГ

100 -

95 -

90 -

§ ¡v. -

8

о)

l, я0 -

г-

1

а /5 -

ч.

70 -

65 -

60

_ ДоляУглерода = 11.037Ln(Ro) + 02.013 _ R* = о.етае

0.1

10

Отражательная способность витринита (масло) Ro

Рисунок 1.1.1. Аппроксимация зависимости отражательной способности витринита от доли

углерода[46]

Сложность данного подхода заключается в том, что связи характеристик Ттах и отражательной способности витринита индивидуальны для разного типа керогена. Стоит отметить, что витринит присутствует не во всех нефтегазоматеринских породах. Также на параметр Ттах влияет литологические особенности породы, наличие битумоидов (в случае неэкстрагированной породы), наличие серы в керогене. К тому же процесс выделения чистого керогена для анализа элементного состава и определения доли углерода затруднителен и заключается в экстракции битумоидов и последующем растворении минеральной части породы, а в выделенном для анализа керогене может содержаться не один тип керогена [94]. Как показывают исследования, в материнских породах обычно присутствует смесь керогенов разного типа. То есть при выделении керогена из нескольких образцов пород результаты исследования его элементного состава будут средними для смеси разного типа керогена.

Так как битумоиды являются органическим веществом, растворимым в органических растворителях, то основной методикой их определения является экстракция. Обычно в качестве

экстрагента применяется хлороформ, т.к. считается, что он наиболее полно из всех известных растворителей экстрагирует находящиеся в породе битуминозные соединения. Незначительная часть кислых битуминозных образований, которая остается в породе после хлороформенной экстракции, позднее, при необходимости, доизвлекается спирто-бензолом.

Однако, экстракция, особенно для богатых органическим веществом пород, является долгим и достаточно затруднительным процессом. Например, для пород баженовской свиты процесс исчерпывающей экстракции может занимать порядка двух месяцев. Длительность процесса экстракции существенно увеличивает временные затраты на лабораторные геохимические исследования.

Несмотря на трудности, возникающие при геохимических исследованиях, они являются основой для изучения нефтегазоматеринских отложений, так как знание концентраций разных компонентов органического вещества, структурно-групповых характеристик и свойств позволяет направлять мероприятия по разработке месторождений, формировать методику добычи и переработки добываемой продукции.

1.2. Петрофизика

Стандартный и расширенный комплекс петрофизических исследований включает определение коэффициентов пористости (открытой, эффективной, динамической), проницаемости (абсолютной и эффективной), остаточной водонасыщенности, текущей нефтенасыщенности (для керна отобранного по изолированной методике), глинистости, а также физических свойств, таких как интегральная и спектральная гамма активность, объемная и минералогическая плотность, удельное электрическое сопротивление, скорости пробега продольной и поперечной волны.

В соответствии с ГОСТ 26450.0-85, петрофизические исследования керна должны производиться на керне, очищенном от углеводородов путем экстракции органическими растворителями. Однако, как отмечается исследователями, экстракция приводит к существенному изменению физико-химических характеристик пород, а также их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) [11; 33; 86]. Для нефтегазоматеринских пород с высоким содержанием битумоидов экстракция может приводить к разрушению образцов керна в связи с тем, что в таких породах органическое вещество выполняет связующую часть между элементами минерального скелета.

Экстракция образцов керна перед исследованиями приводит к существенному изменению ФЕС и физико-химических свойств породы по сравнению с пластовыми условиями [11; 33; 46; 76].

Битумоиды являются потенциальными компонентами емкостного пространства так как могут быть растворены в органических растворителях. Однако в пластовых условиях тяжелые битумоиды не обладают подвижностью и при этом находятся в состоянии осмотического набухания, удерживая в себе легкие углеводороды. Полный коэффициент открытой пористости (с учетом объема битумоидов) можно рассчитать для неэкстрагированных образцов имея концентрацию битумоидов в породе и открытую пористость, определенную на неэкстрагированном образце по формуле:

5,

К

П .экстр.

К + ■

ПО .неэкстр.

П с ПОРОДА

ВМК

(1.2.1)

ВМК

где 5п и 5вмк - плотности породы и битумоидов (ВМК), Свмк - массовая концентрация битумоидов, % масс.

На рисунке 1.2.1 приведено сравнение значений пористости до экстракции и пористости, рассчитанной по формуле (1.2.1), для нижнепермских и верхне-, среднекаменноугольных карбонатных пород ОНГКМ и терригенных пород мезозойских отложений Восточно-Предкавказской НГО.

Рисунок 1.2.1. Сравнение пористости образцов до и после экстракции (рассчитанные). Синие точки - нижнепермские и верхне-, среднекаменноугольные карбонатные породы ОНГКМ, оранжевые точки - терригенные породы мезозойских отложений Восточно-Предкавказской НГО

В статье [33] представлены результаты сопоставления электрических свойств пород и результатов определения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) экстрагированных и неэкстрагированных пород. Как видно на рисунке 1.2.2а сопротивления, смоделированные на основе уравнений метода Дахнова-Арчи, не отражают действительных сопротивления пласта по

ГИС, что означает неприменимость, полученных на основании лабораторных данных коэффициентов (в уравнениях Дахнова-Арчи) для определения коэффициента нефтегазонасыщенности по данным методов удельного электрического сопротивления (УЭС). На рисунке 1.2.2б изображены кривые ОФП для гидрофильного и гидрофобного образца керна (полученные по результатам центрифугирования с последующим пересчетом по методике Пирсона [69]). Можно сделать вывод, что экстракция существенно искажает реальные фильтрационно-емкостные характеристики породы.

WH, д. ед. кв, д. ед.

а б

Рисунок 1.2.2. Сопоставления: а) УЭС и объемной нефтенасыщенности по керну и ГИС продуктивных коллекторов отложений башкирского яруса; б) Относительной проницаемости по нефти и воде для гидрофильной (1-2) и гидрофобной (3-4) породы [33]

Похожие диссертационные работы по специальности «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», 25.00.10 шифр ВАК

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Самохвалов Никита Игоревич, 2021 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. A.c. 2680418 РФ. Лабораторная установка аспирационной термомассометрии / Скибицкая H.A., Кузьмин В.А. № 2018107675; заявл. 02.03.2018; опубл. 21.02.2019.

2. A.c. 2496981 РФ. Устройство для оценки динамики процесса прямоточной капиллярной пропитки образцов пород / Скибицкая H.A., Морозович Я.-М.Р., Кузьмин В.А., Большаков М.Н., Марутян О.О., Кузьмина И.И. № 2012113338/28; заявл. 06.04.2012; опубл. 27.10.2013.

3. Адам Н.К. Физика и химия поверхностей - М.-Л., Гостехтеориздат, 1947. - 553 с.

4. Алексеев А. Создание объёмной петрофизической модели нефтегазоматеринских пород на основе результатов специальных лабораторных исследований керна //SPE Russian Petroleum Technology Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2019.

5. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. - Недра, 1982.

6. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа - М.: ВНИГНИ, РГГУ, 1999. - 285 с.

7. Баженова O.K., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А. и др. Геология и геохимия нефти и газа. Учебник. - Московский государственный университет имени MB Ломоносова, 2012.

8. Бакиров A.A. Геология и геохимия нефти и газа / А. А. Бакиров. - М. : Недра, 1982. - 287

9. Богданович H.H., Казак A.B., Яки мчу к И.В. и др. Низкопроницаемые продуктивные доломиты Преображенского горизонта верхнечонского месторождения //Нефть. Газ. Новации. -2014.-№. 4.-С. 41-91.

10. Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген. Методы изучения, геохимическая интерпретация // Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал Гео, 2005.

11. Борисенко С.А. Смачиваемость и методы ее определения для сложнопостроенных пород-коллекторов природных резервуаров нефти и газа // Дис. к.т.н. - М., 2019

12. Бурханова И.О. Разработка методики выявления и оценки запасов высокомолекулярных компонентов (ВМК) залежей углеводородов по комплексу геолого-геофизических данных. // Дис. к.г.-м.н. — М., 2012.

13. Васильев В.В. Методы оценки качества нефтегазоматеринских пород - Ухта : УГТУ, 2012. -56 с.

14. Вассоевич Н.Б. О нефтематеринском потенциале // Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов. М.: Наука, 1982. С. 5-19

15. Венделыитейн Б.Ю. Поспелов В.В. Роль минерального состава и адсорбционной способности полимиктовых песчаников и алевролитов в формировании их физических свойств // Тр. МИНХ и ГП. - 1969. - № 89. - С. 24-33.

16. Воробьева Е.В. Палеотектонические реконструкции и нефтегазоматеринские породы Рязано-Саратовского прогиба // Дис. к.г.-м.н. - М., 2014.

17. Гордадзе Г.Н. Термолиз органического вещества в нефтегазопоисковой геохимии. - 2002.

18. Гордадзе Г.Н., Гируц М.В., Кошелев В.Н. Органическая геохимия углеводородов //М.: РГУ нефти и га за им. ИМ Губкина. - 2012.

19. Гордадзе Г.Н., Гируц М.В., Пошибаева А.Р., Постникова О.В., Пошибаев В.Г. Мартынов В.Г. и др. Карбонатные коллекторы как нефтематеринские толщи. - 2018.

20. Городнов A.B., Черноглазое В.Н., Золоева Г.М., и др. Методика определения литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств пород хадумской свиты по данным ГИС //Геофизика. - 2016. - №. 6. - С. 38-44.

21. Гудок Н.С., Богданович H.H., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 592 с.

22. Данилова Е. Тяжелые нефти России //The Chemical Journal. - 2008. - Т. 12. - С. 34-37.

23. Данько Д.А. Разработка принципов изучения нетрадиционных глинистых коллекторов на основе петроупругого моделирования и амплитудной инверсии сейсмических данных. // Дис. к.т.н. — М., 2018.

24. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин: Учебное пособие. - Недра, 1982.

25. Дахнова М.В. Применение геохимических методов исследований при поисках, разведке и разработке месторождений углеводородов // Геология нефти и газа. 2007. № 2. С. 81-89.

26. Дзюбло А.Д., Гордадзе Г.Н., Зонн М.С., Матвеева И.А. Геохимия рассеянного органического вещества пород и нефтей каменноугольных и девонских толщ месторождения Медынское-море // Геология нефти и газа, №1, 2001 г., с. 53-61

27. Дмитриевский А.Н., Ефимов А.Г., Гутман И.С., Скибицкая H.A., Гафаров H.A., Политыкина М.А., и др. Матричная нефть, остаточные запасы газа Оренбургского НГКМ и перспективы их освоения // Актуальные проблемы нефти и газа. - 2018. - №. 4. - С. 22-22.

28. Дмитриевский А.Н., Скибицкая H.A., Зекель JI.A., Прибылов A.A., Навроцкий O.K., Краснобаева Н.В., Доманова Е.Г. Состав и свойства природных высокомолекулярных компонентов газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений //Химия твердого топлива. - 2010. - №. 3. - С. 67-77.

29. Дмитриевский А.Н., и Скибицкая H.A., Зекель JI.A., Прибылов A.A., др. Нефтегазоматеринские отложения-физико-химическая ловушка для углеводородов на этапах нефтегазогенерации //Актуальные проблемы нефти и газа. - 2018. - №. 1. — С. 11.

30. Добрынин В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин //Недра. - 1988. - Т. 2.

31. Добрынин В.М., Венделъштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (Физика горных пород): учеб. для вузов - М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ», 2004. - 368 с.

32. Добрынин В.М., Мартынов В.Г. Коллектор нефти в нефтематеринских глинистых толщах //Геология нефти и газа. - 1979. - №. 7. - С. 36-43.

33. Драцов В.Г., Абдухаликов Я.Н., Трухин В.Ю. Оценка характера смачиваемости карбонатных пород по данным ГИС // Геофизика. - 1999. - №. 6. - С. 28-33.

34. Дудаев С.А., Кожевников Д.А. Изучение естественной радиоактивности палеогеновых отложений Восточного Ставрополья на основе обобщения результатов лабораторной гамма-спектрометрии //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1993. - №. 11-12. -С. 47.

35. Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г., Билибин С.И., Ганичев Д.И. Статистический анализ результатов исследований керна баженовской свиты по салымской группе месторождений // Геофизика. 2015. № 3. С. 23-27.

36. Еременко H.A., Чилингар Г. В. Геология нефти и газа на рубеже веков. - 1996.

37. Ермолкин В.И., Керимов В. Ю. Геология и геохимия нефти и газа. - 2012.

38. Заляев Н.З. Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин - Мн.: Университетское, 1990. - 144 с.

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

40. Золоева Г.М., Сребродольская М.А., Костерина В.А., Определение содержания керогена в коллекторах баженовской свиты по данным гамма-метода с учетом циклов осадконакопления //Геофизика. - 2014. - №. 1. - С. 46-52.

41. Золоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В. и др. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики //М.: Недра. - 1977. - С. 23.

42. Зубков М.Ю., Сонич В.П., Чухланцева В.Я.. Литолого-геохимические особенности баженовской свиты // Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири. Тюмень: СибНИИНП, 1985

43. Зубков М.Ю., Потапов А.Г. "Твердые растворы" углеводородов в составе битумов баженовской свиты и экстрактов, установленные по данным ядерно-магнитного резонанса //Каротажник. - 2015. - №. 9. - С. 3-13.

44. Казак Е.С., Казак, A.B., Сорокоумова, Я.В., Алексеев А.Д. и др. Оптимальный метод определения водосодержания нефтегазоматеринских пород баженовской свиты Западной Сибири //Нефтяное хозяйство. - 2019. - №. 7. - С. 73-78.

45. Казанский М.Ф. Термограммы сушки капиллярно-пористых тел с разнородно-связанной влагой. Сб. Тепло- и массообмен в капиллярно-пористых телах // «Госэнергоиздат». - 1957. - №.

46. Калмыков Г.А. Строение Баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности. // Дис. д.г.-м.н. - М., 2016.

47. Кобранова В.Н. Петрофизика: Учебник для вузов //М.: Недра. - 1986.

48. Коваленко К.В. Система петрофизического обеспечения интерпретации данных ГИС в геомоделировании на основе эффективной пористости // Доклады Академии Наук. - 2015. - т. 461, №4. -С. 455-458.

49. Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е. Выделение коллекторов по результатам петрофизической интерпретации данных комплекса ГИС //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 1993. - №. 11-12. - С. 51-55.

50. Кожевников Д.А. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин - 1,2 // НТВ АИС Каротажник. - 1997. - №39-40. - С.37-67, С. 17-57.

51. Кожевников Д.А. Интерпретация и петрофизическая информативность данных гамма-метода // Геофизика. - 2000. - № 4. - С.9-19.

52. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. - 219 с.

53. Козлова Е.В., Калмыков Г.А., Ганичев Д.И. и др. Формы нахождения углеводородов в породах баженовской свиты //Геофизика. - 2015. - №. 3. - С. 15-22.

54. Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А. и др. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) //Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. - 2015. - №.

55. Конторович А.Э., Пономарева Е.В., Бурштейн Л.М. и др. Распределение органического вещества в породах баженовского горизонта (Западная Сибирь) //Геология и геофизика. - 2018. -Т. 59.-№. З.-С. 357-371.

56. Кузнецов В.Г. Литология //Осадочные горные породы и их изучение: учебное пособие для вузов/ВГ Кузнецов-М.: Недра-Бизнесцентр. - 2007.

57. Кузьмин В.А. Катодолюминесцентная методика исследования порового пространства пород в растровом электронном микроскопе //Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования. - 2007. - №. 11. — С. 76-80.

58. Лобусев A.B., Лобусев М.А., Постникова О.В. и др. Физико-геохимические и литологические предпосылки нефтегазоносности отложений баженовской свиты (на примере Красноленинского свода) //Территория нефтегаз. - 2009. - №. 12. - С. 24-27.

59. Лопатин Н.П., Емец Т.П. Пиролиз в нефтяной геологии. М.: Наука, 1987. 143 с.

60. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения //М.: Нефть и газ. - 1997. - Т. 688. - С. 6.

61. Мартынов В.Г., Постников A.B., Постникова О.В., Рыжков В.И., Городнов A.B., Топорков

B.Г. Основные проблемы и направления развития нефтегазовой литологии //Эволюция осадочных процессов в истории Земли. - 2015. - С. 31-33.

62. Михайлов H.H., Ермилов О.М., Сечина Л.С. Особенности адсорбционно-связанной нефти газоконденсатных месторождений //Актуальные проблемы нефти и газа. - 2019. - №. 2. - С. 2-2

63. Михайлов H.H., Сечина Л.С., Савочкина К.А. Влияние адсорбированных углеводородов на физико-химическую активность заглинизированных коллекторов // Каротажник. - 2011. - №7,

C.173-179.

64. Михайлов H.H. Физика нефтяного и газового пласта (физика нефтегазовых пластовых систем): Том 1. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 448 с.

65. Михалкина О.Г. Применение метода рентгеновской дифракции для исследования керна и техногенных продуктов //Вести газовой науки. - 2016. - №. 4 (28).

66. Навроцкий O.K. Состав нерастворимого керогеноподобного органического полимера в карбонатных породах Оренбургского газоконденсатного месторождения / Химия твердого топлива, №3, 2011, с. 61-70

67. Нечаева О.Л., Ботнева Т.А., Дахнова М.В. и др. Современные представления об информативности показателей генетической типизации нефтей. Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. - 1998.

68. Орлов Л.И., Карпов E.H., Топорков В.Г. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа - М.: Недра, 1987. - 217 с.

69. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте //М.: Гостоптехиздат. - 1961. - Т. 580.

70. Прошляков Б.К. Кузнецов В.Г. Литология: учеб. для вузов - М.: Недра, 1991. - 444 с.

71. Самохвалов Н.И., Большаков, М.Н., Марутян, О.О. др. Виды и формы связи жидких углеводородов в нефтенасыщенных породах по данным аспирационной термомассометрии //Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности. -2017. - С.131-132.

72. Самохвалов Н.И., Марутян 0.0. Разработка методики определения относительной фазовой проницаемости с использованием результатов параметрического моделирования //Актуальные проблемы нефти и газа. - 2018. - С. 25-25

73. Самохвалов Н.И., Скибицкая H.A., Коваленко К.В. Вопросы определения содержания керогена в породах нефтегазоматеринских отложений. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений (ВНИИОЭНГ). - 2019. - №6. - С. 69-74. - DOI: 10.30713/2413-5011-2019-11(335)-69-74

74. Самохвалов Н.И., Скибицкая H.A., Коваленко К.В. Дифференцированная оценка характеристик продуктивности пород по данным ГИС на основе петрофизического и геохимического обеспечения. //Геофизика. - 2019. - №. 6. - С. 85-92.

75. Семенович В.В. Основы геологии горючих ископаемых / В.В. Семенович, И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина. - М. : Недра, 1987. - 387 с.

76. Скворцов М.Б., Немова В.Д., Дахнова М.В. и др. Методические подходы к оценке ресурсов нефти в отложениях Баженовской свиты //Геофизика. - 2018. - №. 3. - С. 91-100.

77. Скибицкая H.A., Доманова Е.Г., Пуго Т.А. Массовый анализ компонентного состава битумоидов //Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. - 2010. - №. 1. - С. 103.

78. Скибицкая H.A., Кузьмин В.А., Большаков М.Н. и др. Влияние микроструктурных параметров карбонатных пород продуктивных отложений на остаточную нефтегазонасыщенность //Нефтяное хозяйство. - 2010. - №. 12. - С. 98-101.

79. Скибицкая H.A., Кузьмин В.А., Большаков М. Н. и др. Закономерность и взаимосвязь катагенетических процессов преобразования органического вещества в составе нефтегазоматеринской карбонатно-органической матрицы месторождений углеводородов //Новые идеи в геологии нефти и газа-2017. - 2017. - С. 327-334.

80. Скибицкая H.A. Петрофизические исследования с целью обоснования методики определения остаточной водонасыщенности пород по данным электрометрии на примере терригенных нефтегазовых отложений Западно-Сибирской низменности // Дис. к.г.-м.н. - М., 1971.

81. Скибицкая H.A., Яковлева О.П., Григорьев Г.А., и др. Новые представления о породообразующем карбонатном веществе залежей углеводородов //Геология нефти и газа. -1997.-№. 12.-С. 20-25.

82. Соколов Б.А. Геология и геохимия горючих ископаемых. - ГЕОС, 2003.

83. Стрельченко В.В. Геофизические исследования скважин - М.: Недра-Бизнесцентр, 2008. -551 с.

84. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. - Мир, 1981.

85. Флоровская В.Н., Овчинникова Л.И. Люминесцентная микроскопия битуминозных веществ. - МГУ, 1970.

86. Хисамов Р.С., Скибицкая Н.А., Коваленко К.В., Базаревская В.Г., Самохвалов Н.И., Большаков М.Н., Кузьмин В.А., Марутян О.О., Навроцкий O.K., Пуго Т.А. Интерпретация данных ГИС в разрезах нефегазоматеринских отложений на основе комплексного анализа результатов петрофизических и геохимических исследований. // [Электронный ресурс], SPE-191675-18RPTC-RU, Режим доступа: www.onepetro.org doi.org/10.2118/191675-18RPTC-RU

87. Чекалин Л. М. Газовый каротаж и геологическая интерпретация его результатов. - 1965.

88. Alshakhs М., Rezaee M.R. A new method to estimate total organic carbon (TOC) Content, an example from Goldwyer Shale Formation, the Canning Basin //The Open Petroleum Engineering Journal. - 2017. - T. 10. - С. 118-133.

89. Amott, E. Observations relating to the wettability of porous rock, Trans. AIME 219, pp. 156— 162, 1959.

90. Beda G., Tiwary D. An Innovative Approach for Estimating the Sw and Porosity Using Gas and Mud Logging Data in Real Time //Search and Discovery, Article. - 2011. - T. 48024.

91. Behar F., Beaumont V., Penteado H.L.D.B. Rock-Eval 6 technology: performances and developments //Oil & Gas Science and Technology. - 2001. - T. 56. - №. 2. - С. 111-134.

92. Chen Z., Jiang C., Lavoie D. et al. Model-assisted Rock-Eval data interpretation for source Examples from producing and potential shale gas resource plays //International Journal of Coal Geology. -2016.-T. 165.-C. 290-302.

93. Craddock P.R., Mosse L., Prioul R., Miles J. et al. Integrating Measured Kerogen Properties With Log Analysis for Petrophysics and Geomechanics in Unconventional Resources //SPWLA 59th Annual Logging Symposium. - Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts, 2018.

94. Dembiclci Jr H. Three common source rock evaluation errors made by geologists during prospect or play appraisals //AAPG bulletin. - 2009. - T. 93. - №. 3. - C. 341-356.

95. Droeven C., Acuna C., Lopez E. et al. San Jorge Gulf basin complex formation evaluation with 2D NMR T1-T2 data //SPWLA 50th Annual Logging Symposium. - Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts, 2009.

96. Espitalie J., Madec M., Tissot B. Role of mineral matrix in kerogen pyrolysis: influence on petroleum generation and migration //AAPG Bulletin. - 1980. - T. 64. - №. 1. - C. 59-66.

97. Fertl W.H. Gamma ray spectral data assists in complex formation evaluation //The Log Analyst. - 1979.-T. 20.-№. 05.

98. Ghneej A., Dashti J., Khan B. et al. Fluid Detection in Carbonate Reservoirs utilizing Gas Analysis-A Case Study//AAPG International Convention and Exhibition, Singapore. - 2012. - C. 16-

99. Glikson M., Taylor D., Morris D. Lower Palaeozoic and Precambrian petroleum source rocks and the coalification path of alginite //Organic Geochemistry. - 1992. - T. 18. - №. 6. - C. 881-897.

100. Gonzalez J., Lewis R., Hemingway J., et al. Determination of formation organic carbon content using a new neutron-induced gamma ray spectroscopy service that directly measures carbon //Unconventional Resources Technology Conference. - Society of Exploration Geophysicists, American Association of Petroleum Geologists, Society of Petroleum Engineers, 2013. - C. 1100-1109.

101. Gorynski K.E., Tobey M.H., Enriquez D.A. et al. Quantification and characterization of hydrocarbon-filled porosity in oil-rich shales using integrated thermal extraction, pyrolysis, and solvent extraction //AAPG Bulletin. - 2019. - T. 103. - №. 3. - C. 723-744.

102. Han H., Zhong N.N., Huang C.X. et al. Pyrolysis kinetics of oil shale from northeast China: Implications from thermogravimetric and Rock-Eval experiments //Fuel. - 2015. - T. 159. - C. 776-

103. Hart B.S., Steen A.S. Programmed pyrolysis (Rock-Eval) data and shale paleoenvironmental analyses: A review //Interpretation. - 2015. - T. 3. - №. 1. - C. SH41-SH58.

104. Hazra B., Dutta S., Kumar S. TOC calculation of organic matter rich sediments using Rock-Eval pyrolysis: Critical consideration and insights //International Journal of Coal Geology. - 2017. - T. 169. -C. 106-115.

105. Herron M.M., Grau J., Herron S.L. et al. Total organic carbon and formation evaluation with wireline logs in the Green River Oil Shale //SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Society of Petroleum Engineers, 2011.

106. Herron S.L. In Situ Evaluation of Potential Source Rocks by Wireline Logs: Chapter 13: GEOCHEMICAL METHODS AND EXPLORATION. - 1991.

107. Herron S.L., Herron M.M. Application of nuclear spectroscopy logs to the derivation of formation matrix density //SPWLA 41st Annual Logging Symposium. - Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts, 2000.

108. Herron S.L., Herron M.M. Quantitative lithology: An application for open and cased hole spectroscopy //SPWLA 37th Annual Logging Symposium. - Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts, 1996.

109. Hetenyi M. Oxygen index as an indicator of early organic maturity //Organic geochemistry. -1998. - T. 29. - №. 1-3. - C. 63-77.

110. inan S., Henderson S., Qathami S. Oxidation Tmax: A new thermal maturity indicator for hydrocarbon source rocks //Organic geochemistry. - 2017. - T. 113. - C. 254-261.

111. Issler D.R., Hu K., Bloch J.D. et al. Organic carbon content determined from well logs: Examples from Cretaceous sediments of Western Canada //Geological survey of Canada. - 2002. - C. 19.

112. Jackson M.D., Valvatne P.H., Blunt M.J. Prediction of wettability variation and its impact on flow using pore-to reservoir-scale simulations //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2003. - T. 39. - №. 3-4. - C. 231-246.

113. Jarvie D.M., Jarvie B.M., Weldon W.D. et al. Geochemical assessment of in situ petroleum in unconventional resource systems //Unconventional Resources Technology Conference, San Antonio, Texas, 20-22 July 2015. - Society of Exploration Geophysicists, American Association of Petroleum Geologists, Society of Petroleum Engineers, 2015. - C. 875-894.

114. Jiang C., Chen Z., Lavoie D. et al. Mineral carbon MinC (%) from Rock-Eval analysis as a reliable and cost-effective measurement of carbonate contents in shale source and reservoir rocks //Marine and Petroleum Geology. - 2017. - T. 83. - C. 184-194.

115. Jones R.W. Comparison of carbonate and shale source rocks. - 1984.

116. Kausik R., Fellah K., Feng L. et al. High-and low-field NMR relaxometry and diffusometry of thebakkenpetroleum system//Petrophysics. -2017. - T. 58.-№. 04. - C. 341-351.

117. Kuz'min V.A., Mikhailov N.N., Skibitskaya N.A. SEM study of the influence of micro structure wettability on the character of the oil saturation of the porous space of rocks //Journal of Surface Investigation. X-ray, Synchrotron and Neutron Techniques. - 2013. - T. 7. - №. 5. - C. 907-912.

118. Larasati D., Suprayogi K., Akbar A. Crude Oil Characterization of Tarakan Basin: Application of Biomarkers.

119. Lee H.T., Sun L.C. Correlation among vitrinite reflectance Ro%, pyrolysis parameters, and atomic H/C ratio: implications for evaluating petroleum potential of coal and carbonaceous materials //J Energy Nat Resour. doi. - 2014. - T. 10.-C. 85-100.

120. Liqiang S., Feng W., Jianhai M. et al. Quantitative calculation of GOR of complex oil-gas-water systems with logging data: A case study of the Yingdong Oil/Gas Field in the Qaidam Basin //Natural Gas Industry B. - 2014. -T. l.-№. 2.-C. 172-177.

121. Mahmoud A.A.A., Elkatatny S., Mahmoud M. et al. Determination of the total organic carbon (TOC) based on conventional well logs using artificial neural network //International Journal of Coal Geology. - 2017. - T. 179. - C. 72-80.

122. Nikitin A., Durand M., McMullen A. et al. Crushed-Rock Analysis Workflow Based on Advanced Fluid Characterization for Improved Interpretation of Core Data //Petrophysics. - 2019. - T. 60.-№. 06.-C. 755-769.

123. Orr, W.L., 1986, Kerogen/asphaltene/sulfur relationships in sulfur-rich Monterey oils, Org. Geochem., vol. 10, pp 499-516.

124. Passey Q.R., Creaney S., Kulla J. B. et al. A practical model for organic richness from porosity and resistivity logs //AAPG bulletin. - 1990. - T. 74. - №. 12. - C. 1777-1794.

125. Peters K.E. Guidelines for evaluating petroleum source rock using programmed pyrolysis //AAPG bulletin. - 1986. - T. 70. - №. 3. - C. 318-329.

126. Peters K.E., Walters C. C., Mankiewicz P. J. Evaluation of kinetic uncertainty in numerical models of petroleum generation //AAPG bulletin. - 2006. - T. 90. - №. 3. - C. 387-403.

127. Pfeiffer T., Di Primio, R., Achourov V. et al. Scanning Electron Micrographs of Tar-Mat intervals Formed by Asphaltene Phase Transition //Petrophysics. - 2017. - T. 58. - №. 02. - C. 141-

128. Pinna G.N., Law, D.J. Advances In Mud Gas Interpretation Whilst Drilling //49th Annual Logging Symposium. - Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts, 2008.

129. Pixler B.O. Formation evaluation by analysis of hydrocarbon ratios //Journal of Petroleum Technology. - 1969. - T. 21. - №. 06. - C. 665-670.

130. Pribylov A. A., Skibitskaya N.A. Sorption of methane, ethane, propane, butane, carbon dioxide, and nitrogen on kerogen //Russian Journal of Physical Chemistry A. - 2014. - T. 88. - №. 6. - C. 1028-1036.

131. Romero-Sarmiento M.F., Ramiro-Ramirez S., Berthe G. et al. Geochemical and petrophysical source rock characterization of the Vaca Muerta Formation, Argentina: Implications for unconventional petroleum resource estimations //International Journal of Coal Geology. - 2017. - T. 184. - C. 27-41.

132. Schmoker J.W. Determination of organic-matter content of Appalachian Devonian shales from gamma-ray logs //AAPG Bulletin. - 1981. - T. 65. - №. 7. - C. 1285-1298.

133. Schmoker J.W., Hester T.C. Organic carbon in Bakken formation, United States portion of Williston basin//AAPG bulletin. - 1983. -T. 67. -№. 12. -C. 2165-2174.

134. Sebag D., Garcin Y., Adatte T. et al. Correction for the siderite effect on Rock-Eval parameters: Application to the sediments of Lake Barombi (southwest Cameroon) //Organic geochemistry. - 2018. -T. 123.-C. 126-135.

135. Steiner S., Ahsan S.A., Raina I. et al. Interpreting Total Organic Carbon TOC in Source Rock Oil Plays //Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2016.

136. Tomic J. Artificial maturation of Monterey kerogen (Type II-S) in a closed system and comparison with Type II kerogen: Implications on the fate of sulfur //Fuel and Energy Abstracts. - 1996. -T. 3. - №. 37.-C. 170.

137. Treiber L.E., Owens, W.W. A laboratory evaluation of the wettability of fifty oil-producing reservoirs //Society of petroleum engineers journal. - 1972. - T. 12. - №. 06. - C. 531-540.

138. van Gijzel P. Characterization and identification of kerogen and bitumen and determination of thermal maturation by means of qualitative and quantitative microscopical techniques. - 1982.

139. Vandenbroucke M., Largeau C. Kerogen origin, evolution and structure //Organic Geochemistry. - 2007. - T. 38. - №. 5. - C. 719-833.

140. Whittaker A. Mud logging handbook. - 1990.

141. Wilhelms A., Larter S.R., Leythaeuser D. Influence of bitumen-2 on Rock-Eval pyrolysis //Organic Geochemistry. - 1991. -T. 17. -№. 3. - C. 351-354.

142. Yassin M.R., Begum M., Dehghanpour H. Source rock wettability: A Duvernay case study //Unconventional Resources Technology Conference, San Antonio, Texas, 1-3 August 2016. - Society of Exploration Geophysicists, American Association of Petroleum Geologists, Society of Petroleum Engineers, 2016. - C. 3039-3057.

143. Zhao P., Mao Z., Huang Z. et al. A new method for estimating total organic carbon content from well logs //Aapg Bulletin. -2016. - T. 100.-№.8,-C. 1311-1327.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.