Смачиваемость и методы ее определения для сложнопостроенных пород-коллекторов природных резервуаров нефти и газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Борисенко Сергей Александрович

• Борисенко Сергей Александрович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Борисенко Сергей Александрович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СМАЧИВАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД. ОСНОВНЫЕ ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДИКИ

1.1. Прямые методы определения смачиваемости. Определение краевого угла

1.2. Определение интегральных показателей смачиваемости

1.2.1. Методы ОСТ 39-180-85 и Амотта

1.2.2. Метод Горного Бюро США (USBM)

1.2.3. Комбинированный метод Амотт-ИБВЫ

1.2.4. Методы адсорбции, изотермической сушки, микрокалориметрии

1.2.5. Метод спонтанного вытеснения

1.2.6. Метод ЯМР

1.3. Возможности метода ЯМР при определении смачиваемости

1.3.1. ЯМР релаксометрия

1.3.2. Определение смачиваемости методом ЯМР

1.4. Особенности изучения сложнопостроенных коллекторов

1.4.1. Породы со сложным вещественным составом

1.4.2. Породы со сложной структурой пустотного пространства

1.5. Заключение по главе и постановка задачи

ГЛАВА 2. ТРАДИЦИОННЫЕ ПОДХОДЫ К ОПРЕДЕЛЕНИЮ СМАЧИВАЕМОСТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД -КОЛЛЕКТОРОВ

2.1. Краткая литолого-петрофизическая характеристика отложений Б3£т Тимано-Печорской провинции

2.2. Определение смачиваемости сложнопостроенных пород-коллекторов

отложений Б3£т ТПП

2.3. Заключение по главе

ГЛАВА 3. ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСА МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СМАЧИВАЕМОСТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ ПОРОД -КОЛЛЕКТОРОВ

3.1. Комплекс определения смачиваемости сложнопостроенных пород коллекторов отложений Б3£т ТПП

3.2. Влияние структуры пустотного пространства на смачиваемость нефтенасыщенных пород-коллекторов отложений Б3£т ТПП

3.3. Заключение по главе

ГЛАВА 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СМАЧИВАЕМОСТИ ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

4.1. Краткая литолого-петрофизическая характеристика отложений баженовской свиты

4.2. Смачиваемость пород баженовской свиты

4.3. Заключение по главе

ГЛАВА 5. ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСА МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СМАЧИВАЕМОСТИ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

5.1. Определение смачиваемости пород баженовской свиты методом ЯМР

5.2. Оценка содержания органического вещества в породах баженовской свиты на основе комплексирования методов ЯМР и РФА

5.3. Заключение по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Смачиваемость является весьма значимым, но часто недооцениваемым параметром при петрофизических исследованиях и интерпретации данных ГИС. Неучет смачиваемости в гидрофобизированных коллекторах часто приводит к неверной оценке насыщенности, и, как следствие, к ошибкам при подсчете запасов. При этом особенно проблемными являются переходные зоны, характеризующиеся высокими значениями остаточной нефтенасыщенности, в которых подвижным флюидом является вода. Отсутствие информации о характере смачивания позволяет рассматривать эти зоны в качестве продуктивных с высокими коэффициентами нефтегазонасыщенности. При этом результаты изучения керна могут вносить дополнительные искажения вследствие того, что методики исследований керна, закрепленные в действующей нормативной документации, разрабатывались по большей части для терригенных гидрофильных коллекторов Западной Сибири, во многом устарели и часто непригодны для целых классов геологических объектов.

К сожалению, традиционно смачиваемость рассматривается лишь в контексте разработки месторождений как важный фактор, влияющий на динамические процессы и массоперенос флюидов в пласте, приводящий, например, к быстрому обводнению в гидрофобизированных пластах, снижению темпов добычи и другим осложнениям при заводнении, и достаточно редко в связи с проблемами геофизики.

Смачиваемость как петрофизическая характеристика начала привлекать активное внимание отечественных и зарубежных исследователей примерно с 1950-х годов. Для оценки смачиваемости был разработан ряд экспериментальных методик от прямых измерений краевого угла смачивания до множества вариаций способов пропитывания образцов горных пород водой, нефтью или газом. Следует

отметить, что каждый метод разрабатывался для определенных классов геологических объектов (обычно гранулярных терригенных коллекторов) и функционирует в рамках индивидуальных ограничений. Тем не менее, в большинстве случаев в отечественной лабораторной практике массово используются методы ОСТ 39180-85 и Амотта вне зависимости от типа исследуемого объекта. Данные методы показывают высокую результативность в породах с поровым типом пустотного пространства, имеющих высокие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). Однако, в последнее время исследователи все чаще вынуждены работать с объектами, со сложнопостроенным пустотным пространством с дифференцированными поверхностными свойствами (почти весь спектр карбонатных пород), а также с, так называемыми, «нетрадиционными» коллекторами нефти и газа, исследование которых требует применения нестандартных лабораторных методов и комплексного подхода. Исходя из этого разработка научных основ для комплексов исследования смачиваемости в сложнопостроенных природных резервуарах нефти и газа является актуальной задачей.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Смачиваемость и методы ее определения для сложнопостроенных пород-коллекторов природных резервуаров нефти и газа»

Цель работы

Целью данной работы является разработка научно-методических основ исследования смачиваемости сложнопостроенных пород-коллекторов нефти и газа комплексированием лабораторных методов определения смачиваемости с лито-лого-петрофизическими методами исследования структуры пустотного пространства.

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

1. Анализ современных методик исследования смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа.

2. Анализ вещественного состава сложнопостроенных кремнисто-глинистых и карбонатных пород-коллекторов.

3. Анализ структуры пустотного пространства сложнопостроенных карбонатных и кремнисто-глинистых пород-коллекторов.

4. Обоснование комплексов методов определения смачиваемости сложнопо-строенных карбонатных и кремнисто-глинистых пород-коллекторов.

5. Оценка содержания органического вещества в объеме органоминеральной матрицы кремнисто-глинисто-керогеновых пород по данным комплекса исследований керна методами ядерной магнитной релаксометрии и рентгено-фазового анализа.

Методы решения поставленных задач

1. Анализ и обобщение отечественного и зарубежного опыта определения смачиваемости горных пород в лабораторных условиях.

2. Комплекс литолого-петрофизических лабораторных методов исследования кернового материала, в том числе: Горного бюро США (USBM), Амотта, ОСТ 39-180-85, адсорбции, ЯМР, ртутной порометрии, микротомографии, имидж-анализа шлифов, РФА и другие.

3. Статистическая обработка и интерпретация данных.

Объекты исследования

Комплексы методов исследования смачиваемости сложнопостроенных карбонатных пород-коллекторов рассматривались на примере отложений фаменского яруса верхнего отдела девонской системы (В3£та) Центрально-Хорейверского поднятия Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Комплексы методов исследования смачиваемости сложнопостроенных кремнисто -глинисто-керогено-вых пород рассматривались применительно к породам баженовской свиты Приобского поднятия, Красноленинского и Сургутского сводов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Научная новизна работы

1. Обоснован дифференцированный подход к оценке смачиваемости различных литотипов сложнопостроенных коллекторов.

2. Предложен комплекс методов для определения смачиваемости различных литотипов сложнопостроенных карбонатных коллекторов, учитывающий неоднородность их строения и сложную структуру пустотного пространства.

3. Показана взаимосвязь смачиваемости литотипов сложнопостроенных нефтенасыщенных карбонатных коллекторов со структурой их пустотного пространства.

4. Разработан комплекс методов для определения смачиваемости пород баже-новской свиты, учитывающий сложный вещественный состав и низкую проницаемость органоминеральной матрицы.

5. Проведена оценка содержания органического вещества в объеме органоми-неральной матрицы пород баженовской свиты комплексированием результатов исследований керна методами ядерно-магнитной релаксометрии и рентгенофазового анализа.

На публичную защиту выносятся следующие положения и результаты:

1. Структура пустотного пространства и вещественный состав пород являются факторами, влияющими на смачиваемость сложнопостроенных нефтенасы-щенных карбонатных и кремнисто -глинисто-керогеновых пород.

2. Комплекс методов для совместного определения смачиваемости и структуры пустотного пространства различных литотипов сложнопостроенных нефтенасыщенных карбонатных коллекторов, учитывающий неоднородность их строения.

3. Комплекс методов для определения смачиваемости кремнисто -глинисто-ке-рогеновых пород, учитывающий их сложный вещественный состав и низкую проницаемость.

4. Метод оценки содержания органического вещества в объеме органомине-ральной матрицы кремнисто-глинисто-керогеновых пород по данным комплекса исследований керна методами ядерно-магнитной релаксометрии и рентгенофазового анализа.

Фактический материал и достоверность результатов

В основу работы положены результаты исследования керна 30 скважин, вскрывших породы пласта D3fm Тимано-Печорской провинции (ТПП) и 5 скважин - породы баженовской свиты Западно-Сибирской провинции. База данных литолого-петрофизических исследований включает в себя результаты рутинных измерений более 11 тыс. стандартных и полноразмерных образцов керна, специальных исследований - порядка 1.2 тыс. образцов, комплексных исследований характеристик пустотного пространства - более 500 образцов.

Достоверность научных выводов и результатов подтверждается использованием большой выборки фактического материала, известных проверенных методик измерения, математического моделирования и обработки данных, сертифицированного и поверенного оборудования. Полученные результаты демонстрируют хорошую сходимость с данными, полученными другими методами исследования. Для обработки массивов данных использовалось следующее программное обеспечение: Excel (Microsoft), OriginPro 8 (OriginLab), Sapfir («Арктик-Герс»), Mathcad 15 (PTC).

Практическая значимость работы и личный вклад

Работа выполнялась автором более десяти лет. Положенный в основу исследований фактический материал, был получен лично автором, либо при его непосредственном участии в процессе работы в петрофизической лаборатории ООО «Арктик-ГЕРС». В работах, опубликованных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит участие в постановке, планировании и решении поставленных задач, а также выбор объектов исследований, анализ, интерпретация и обобщение полученных результатов.

В результате работы была создана обширная база данных литолого-петро-физической информации, которая явилась основой для дальнейшего изучения влияния гидрофобизации поверхности пустотного пространства на подсчетные параметры, а также массоперенос флюидов.

Предложенные разработки целесообразно использовать при проведении специальных исследований на керне в петрофизических лабораториях, а полученные результаты учитывать при построении геологических моделей залежей и использовать их как при подсчете запасов, так и создании проектов разработки месторождений нефти и газа. Геологические модели залежей, закладываемые в основу проектов разработки месторождений углеводородов, требуют корректного учета характера смачивания пород в разрабатываемых залежах.

Внедрение в производство

Результаты работы легли в основу научно-исследовательского проекта по анализу причин высокой обводненности месторождений Тимано-Печорской провинции.

С использованием разработанных подходов на настоящее время исследован керновый материал более 20 месторождений Западно-Сибирской, Тимано-Печор-ской, Лено-Тунгусской провинций, а также шельфа острова Сахалин.

Комплексы исследования смачиваемости коллекторов со сложнопостроен-ным пустотным пространством применяются в петрофизической лаборатории ООО «Арктик-ГЕРС». Методика расчета коэффициентов смачиваемости из параметров спектров ЯМР используется при комплексных исследованиях динамических процессов.

Апробация работы

По теме диссертации были сделаны доклады на следующих научных конференциях и семинарах: юбилейной международной конференции «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы», посвященная 100-летию со дня рождения профессора В.Н. Кобрановой (г. Москва, 27 - 28 мая 2010 г.); научно-

практическом семинаре «Современное состояние аппаратурного комплекса ГИС, геофизических и петрофизических исследований для обеспечения ГРР нефтегазовых месторождений» (г. Тверь, 31 марта - 06 апреля 2013 г.); научно-практическом семинаре «Современные возможности геофизических и петрофизических исследований при решении актуальных задач геологоразведки нефтяных месторождений» (г. Москва, 19 - 23 мая 2014 г.); 17-й международной научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2015» (г. Геленджик, 07 - 10 сентября 2015 г.); научно-практическом семинаре «Современный комплекс геофизических технологий при поисках, разведке и разработке месторождений нефти, газа и твердых полезных ископаемых» (г. Пунта-Кана, Доминиканская республика, 28 октября - 08 ноября 2015 г.); научно-практическом семинаре «Целесообразность и необходимость выполнения определенных видов исследования параметров на керне для овладения приемами и навыками составления программ работ по исследованию керна. Современные методы и технологии исследования керна» (г. Тверь, 06 - 10 июня 2016г.); 1-й международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем (SPRS-2016)» (г. Москва, 12 - 14 сентября 2016 г.); 18-й международной научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2016» (г. Геленджик, 12 - 15 сентября 2016 г.); 5-й международной научно-технической конференции «Проблемы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов нефтега-зоконденсатных месторождений» (г. Санкт-Петербург, 24 - 25 ноября 2016 г.); 2-й научно-практической конференции «Цифровой керн: от образа к модели» (г. Москва, д. Сколково, 21 марта 2017 г.); 19-й международной научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2017» (г. Геленджик, 11 - 14 сентября 2017 г.); 2-й международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем (SPRS-2018)» (г. Москва, 19 - 21 сентября 2018 г.); всероссийской научно-технической конференции «Геофизическая раз-ведка-2019. Новые идеи. Технологии. Кадры» (г. Дубна, 4 - 5 апреля 2019 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 18 работ, из них 6 - в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, 7 - в изданиях, входящих в базу данных международного цитирования Scopus.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, списка литературных источников из 16 4 наименований, изложена на 172 страницах машинописного текста, включает 79 рисунков и 13 таблиц.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д. г.-м. н. Топоркову Владимиру Георгиевичу за квалифицированные советы и консультации, а также всестороннюю поддержку при работе над диссертацией.

Автор искренне признателен своему учителю к. т. н. Рудаковской Светлане Юрьевне за постоянное внимание к работе, критические замечания и консультации. Огромную благодарность автор выражает д. г. -м. н. Постниковой Ольге Васильевне за неоценимую помощь и методические рекомендации. Автор благодарен к. г.-м. н. Богданович Наталье Николаевне за постоянное внимание, ценные замечания и возможность работы над объектами баженовской свиты, к. ф.-м. н. Кошкину Павлу Вячеславовичу за ценные замечания и квалифицированную помощь при выполнении работы.

Автор также выражает свою благодарность и искреннюю признательность ученым и специалистам: д. г.-м. н. А. В. Постникову, И. Ю. Ломаковой, к. г.- м. н. К. Ю. Оленовой, к. т. н. А. В. Малинину, к. г. -м. н. Е. В. Козловой, А. Е. Козио-нову, О. И. Шаровой, к. г.-м. н. М. С. Хохловой, Е. П. Симоненко, С .С. Долгиреву, И. И. Хасанову, к. г.-м. н. Д. В. Коросту, к. г.-м. н. П. С. Куляпину, а также всем сотрудникам ООО «Арктик-ГЕРС» за помощь в сборе первичной информации и геолого-геофизических материалов.

Диссертация посвящается светлой памяти к. э. н. Ряховского Виктора Алексеевича.

ГЛАВА 1. СМАЧИВАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД. ОСНОВНЫЕ ЛАБОРАТОРНЫЕ МЕТОДИКИ

Смачиваемость - это «поверхностное явление, возникающее на границе соприкосновения фаз, одна из которых твёрдое тело, a другие - несовмещающиеся жидкости или жидкость и газ»1. В общем случае смачиваемость твердых тел характеризуется углом смачиваемости, зависящем от равновесного состояния сил поверхностного натяжения. Для капли жидкости на поверхности твердого тела в газовой среде [29]:

СОБв = —-—-, (11)

°(1-9) ( . )

где 0(5-д), <Г(5-1), °(1-д) - поверхностное натяжение на межфазных границах твердое тело - газ, твердое тело - жидкость и жидкость - газ соответственно.

Понятие смачиваемости породы подразумевает преимущество того или иного флюида к заполнению малых пор и каналов, а также к контакту с породой. При однородном или гомогенном типе смачивания промежуточное положение между предельными случаями гидрофильности (преимущественное смачивание водой) и гидрофобности (преимущественное смачивание нефтью) занимает нейтральная смачиваемость, которая проявляется в случае, если у данной породы нет предпочтения к нефти или воде (Рисунок 1.1, Таблица 1.1). При отличиях в смачивании водой или нефтью различных участков поверхности пор говорят о смешанной или фракционной смачиваемости. Данный тип смачиваемости является уже неоднородным или гетерогенным. Также существует понятие избирательной смачиваемости, при которой гидрофобные участки поверхности образуют непрерывные пути, соединяющие крупные поры, в то время как малые поры не

1 Цитируется по [29]

содержат углеводородов и являются гидрофильными [148]. Для возникновения избирательной смачиваемости благоприятно взаимодействие нефти с гидрофобным органическим материалом (например, керогеном), в то время как тонкие прослойки связанной воды находятся на стенках пор [32]. Также, для учитывая влияние структурных неоднородностей пласта на микроуровне и связь между размерами пор и состоянием их поверхности, было введено понятие «микроструктурная смачиваемость» [63]. Микроструктурная смачиваемость может влиять на капиллярное давление, остаточные водо- и нефтенасыщенность, форму кривых относительных фазовых проницаемостей, электрические свойства коллекторов при неизменности внутрипоровой структуры [60, 80].

Таблица 1.1 - Типы смачиваемости [по 32, 62]

Смачиваемость Гомогенная (однородная) Гидрофильная - смачивание водой

Нейтральная (промежуточная)

Гидрофобная - смачивание нефтью

Гетерогенная (неоднородная) Смешанная (фракционная) - одновременное наличие гидрофильных и гидрофобных участков поверхности

Избирательная - малые поры гидрофильны, гидрофобные участки образуют непрерывные пути в крупных порах

Микроструктурная - смешанная смачиваемость на микроуровне

Считается, что естественным состоянием поверхности пор горных пород является гидрофильность [32, 99], и основной причиной, изменяющей ее, является нефть, а точнее полярные соединения, содержащиеся в смолах и асфальтенах. Пластовые давление и температура, а также состав нефти определяют растворимость данных полярных компонентов: если эта растворимость низкая, то нефть будет сильнее изменять смачиваемость, чем в случае высокой растворимости [95]. Гидрофильная пора контактирует с водой с образованием двойного электрического слоя у поверхности. При наличии внутри поры свободной нефти поверхности контакта вода-нефть и вода-пора взаимодействуют между собой за счет электростатических и ван-дер-ваальсовых сил [123]. Результирующая сила называется

расклинивающим давлением, зависит от составов нефти и пластовой воды и определяет характер взаимодействия: отрицательная притягивает поверхности, положительная - разделяет. Существование двойного слоя является основополагающим фактором для изменения смачиваемости: дестабилизация водной пленки за счет конкуренции капиллярного и расклинивающего давлений, а также особенностей минерального состава породы и пластовой воды (особенно наличие ионов Ca2+ и Mg2+, а также высокой минерализации) приводит к тому, что естественные ПАВ, содержащиеся в нефти (нафтеновые кислоты, асфальтены и т. д.) закрепляются на поверхности поры и частично гидрофобизируют ее [53, 99, 104, 152]. При этом, карбонатные породы более расположены к гидрофобизации нежели терри-генные, в которых заметное влияние оказывает наличие карбонатного цемента и органических остатков [144].

Смачивание водой Смешанное смачивание Смачивание нефтью

□ нефть □ Рассол (вода) В Зерна породы

Рисунок 1.1 - Схематичное изображение распределение флюидной системы в порах при различных типах смачиваемости [44]

Характеристика смачиваемости пласта может быть изменена искусственно как во время бурения (например, за счет внедрения фильтрата бурового раствора), так и при целенаправленном воздействии различных поверхностно-активных веществ [51, 81, 156]. На смачиваемость породы может повлиять различие в мине-рализациях пластовой воды и закачиваемой при заводнении, а также применение

термальных методов интенсификации добычи: к примеру, повышение температуры гидрофобизирует кварц [144], но увеличивает гидрофильность кальцита [8, 121].

Параметр смачиваемости часто недооценивается при петрофизических исследованиях и интерпретации ГИС. Традиционно смачиваемость рассматривается в контексте разработки месторождений как важный фактор, влияющий на динамические процессы и массоперенос флюидов в пласте. Поведение флюидной системы в нефтяном пласте-коллекторе значительно отличается для гидрофильных и гидрофобных пород и зависит от степени гидрофобизации [45, 127]. При использовании заводнения для поддержания пластового давления на месторождениях, где коллекторы представлены гидрофобными породами, коэффициенты вытеснения нефти крайне низкие (Рисунок 1.2), и уже на начальном этапе может произойти прорыв воды и обводнение скважин. При этом дальнейшее попытки как-то увеличить нефтеотдачу не дают результатов. По этой причине ведущие мировые нефтяные компании уделяют вопросу смачиваемости пристальное внимание. Однако, неучет смачиваемости в гидрофобизированных коллекторах часто приводит к неверной оценке насыщенности, и, как следствие, к ошибкам при подсчете запасов. Особенно проблемными при этом являются переходные зоны, характеризующиеся высокими значениями остаточной нефтенасыщенности, в которых подвижным флюидом является вода: неверная оценка смачиваемости или отсутствие информации позволяет рассматривать эти зоны как продуктивные с высокими коэффициентами нефтегазонасыщенности.

Значительный вклад в изучение поверхностных свойств пород-коллекторов в различное время внесли К. И. Багринцева, Н. Н. Богданович, Б. Ю. Вендельш-тейн, З. В. Волкова, Н. С. Гудок, Т. Ф. Дьяконова, А. А. Злобин, В. Н. Кобранова, Д. А. Кожевников, Н. Н. Михайлов, М. Д. Розенберг, В. Г. Топорков, Б. И. Туль-бович, А. Я. Хавкин, М. М. Элланский, W. Anderson, E. Amott, D. Boneau, R. Brown, L. Cuiec, E. Donaldson, A. Fogden, R. Freedman, M. Kumar, N. Morrow, R. Salatiel, и многие другие.

Для оценки смачиваемости горных пород был разработан ряд экспериментальных методик. Краткий обзор основных лабораторных методов представлен ниже.

0,6

0,5

03 Е С

о

г

О

0,0

1 * □

V/

у А / 2 Г С

1 Ю с Р с :> ш/

фУС Г о Ъ С X

/ + § ф

КИН (проектный), доли ед.

Рисунок 1.2 -Влияние смачиваемости (ОСТ 39-180-85) на эксплуатационные параметры месторождений Пермского края [45]

1.1. Прямые методы определения смачиваемости. Определение краевого угла

Исходя из определения понятия «смачиваемость» и формулы (1.1), наиболее очевидным способом представляется метод «лежащей капли», широко использующийся в качестве потокового в петрофизической практике для качественной оценки свойств поверхности (Рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 - Образование краевого угла смачивания [8]

В наиболее простой реализации метода на спил керна помещают каплю воды и через увеличительное стекло наблюдают ее форму: по степени растекания капли оценивается гидрофильность или гидрофобность поверхности [26]. К достоинствам данного метода можно отнести быстроту и массовость: в течение короткого времени можно получить профиль смачиваемости по всему отобранному керну, однако, точность такого определения весьма низка [32].

В усовершенствованном варианте метода, гладкую минеральную пластинку горизонтально помещают в прозрачный углеводород, а на или под нее помещают каплю воды. По фотографии системы можно определить краевой угол [5, 145, 155]. Подобная методика применяется, например, при исследовании свойств искусственных моделей горных пород (Рисунок 1.4). Другим вариантом определения краевого угла является наблюдение и измерение вытесненных из породы капель изучаемого флюида при погружении насыщенного образца в противоположную фазу [26].

Рисунок 1.4 - Капля перфторорганики в воде на поверхности А: доломита (в = 12°); В: полистирола (в = 123°) [100]

Методику К. И. Багринцевой и Т. С. Преображенской отличает от вышеупомянутых изучение большого числа самопроизвольно сформировавшихся капель на поверхности породы. В качестве объектов исследования выбираются тонкие (менее 2 мм) пластинки породы для исключения в них капиллярных явлений, которые предварительно насыщаются под вакуумом необходимым флюидом (вода, нефть, керосин), а затем помещаются в противоположную жидкость - при этом на

поверхности формируется множество капель на нижней и верхней поверхности пластинки. После достижения равновесия капли измеряются микроскопическим методом, причем конструкция держателя кюветы с изучаемой пластинкой позволяет вертикальное и горизонтальное изменение положения микроскопа относительно него. Учитывая возможность устанавливать в держатель до восьми кювет, метод позволяет производить несколько измерений одновременно [6, 12].

В случае малых углов смачивания можно воспользоваться интерференционным способом. Жидкость наносится на исследуемую поверхность полосой и освещается монохроматическим светом. С помощью интерференционного микроскопа измеряется расстояние между интерференционными линиями, перпендикулярными полосе, смещение параллельных участков и протяженность излома линии, соответствующего мениску жидкости (Рисунок 1.5). Угол смачивания определяется как:

X • АЫМ

в = аГид~2мТ' (12)

где Я - длина волны монохроматического света, м; АЫ - расстояние между интерференционными линиями, м; L - протяженность излома линии, м; М - увеличение микроскопа [2].

Рисунок 1.5 - Схематичное изображение интерференционной картины при определении краевого угла смачивания [2]

Краевой угол также можно измерить, погрузив две параллельные мономинеральные пластины в воду, и поместив между ними каплю нефти. Одну из пластин перемещают относительно другой, создавая «наступающий угол» смачивания [133, 162] (Рисунок 1.6).

Рисунок 1.6 - Схематичное изображение метода определения «наступающего

угла» смачивания [по 135]

Попеременное погружение и извлечение плоскопараллельной пластины, соединенной с микровесами, в жидкости позволяет измерять как «наступающий угол» (при погружении), так и «отступающий угол» смачивания (при извлечении). Подобный способ определения смачиваемости носит название метода пластины Вильгельми (L. Wilhelmy) [138, 164]. Модификацией метода Вильгельми является метод одиночного волокна, который выполняется не на пластинках, а на одиночных волокнах или нитях. Другая модификация - метод поднятия по капилляру (метод Вашбурна (E. W. Washburn)), позволяющий проводить определение смачиваемости на порошках или пучках волокон [158].

Классическим способом определения поверхностного натяжения является метод кольца Дю Нуи (P. L. Du Nouy), который основан на измерении силы, необходимой для отрыва гидрофильного кольца с известной геометрией от поверхности жидкости [111]. Основной проблемой метода является необходимость введения поправок на прикладываемую силу вследствие дополнительного веса жидкости под кольцом; кроме этого, необходимо учитывать специфику геометрии кольца.

Существенным недостатком вышеперечисленных методов является использование шлифованных мономинеральных пластин, что не является представительным для горных пород, часто являющихся сложными смесями различных минералов (временами с включениями твердого органического вещества) с шероховатой искривленной поверхностью. Также эти методы отличаются высокой трудоемкостью и не подходят для массовых исследований (кроме «лежащей капли»). По этим причинам в лабораторной практике при массовых исследованиях пользуются

методами, позволяющими оценить интегральную характеристику свойств поверхности.

Кроме того, краевой угол смачивания можно определить из кривых капиллярного давления, полученных методом полупроницаемой мембраны или центрифугирования как по классическому уравнению Лапласа [32], так и методом двойной капилляриметрии в системе «вода-нефть» [4], а также из кривых относительных фазовых проницаемостей и/или критических значений водо- и нефтенасы-щенности [30].

Большой вклад в понимание распределения смачиваемости в масштабах пор дает изучение поверхности, ее свойств и взаимодействия с флюидами методами микротомографии, растровой электронной (РЭМ) или атомной силовой (АСМ) микроскопии, получившее интенсивное развитие в настоящее время. Например, авторы [128] нашли связь адгезионных сил минералов с их краевым углом смачиваемости. Использование методов контрастирования жидкостей открыло новые возможности для одновременного трехмерного изображения углеводородной, водной и твердой фаз при микротомографировании, в частности, для характеристики распределения фаз в естественно насыщенных кернах [130]. Для пород, обладающих порами с размерами меньшими, чем предел разрешения микротомографии, распределение жидких фаз и визуализация смачиваемости возможна методами РЭМ [131]. К сожалению, подобные исследования достаточно дорогостоящи и трудоемки, вследствие чего на сегодняшний момент для массовых исследований не подходят.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Борисенко Сергей Александрович, 2019 год

- • и

и о. о о

о

о

100

Карбонатность:

- менее 3%

- 3... 15%

- 15...20%

20 40 60 80

Содержание кварца, %

100

С)

- 20...30%

- 30...45%

- более 45%

Рисунок 5.6 - Взаимосвязь коэффициента гидрофобизации (А) и смачиваемости (В) от содержания кремнезема и карбонатных минералов в породах баженовской свиты для образцов всех исследованных скважин

1

1

0

0

0

0

Коэффициенты:

• гидрофобизации (адсорбция)

• смачиваемости (ЯМР)

4 8 12 16

Содержание орг. вещества (С ), %

20

В 1.0

^ 0.1

о о

ф те ш

X

т

те

0.6

0.4

0.2

а а

о о

0.0

Коэффициенты:

• гидрофобизации (адсорбция)

• смачиваемости (ЯМР)

• - • • •

•• «и; * • • л* •

.•К

12

16

20

Содержание орг. вещества (С ), %

Рисунок 5.7 - Сопоставление значений коэффициентов гидрофобности /Сфб и смачиваемости Ш' с содержанием органического вещества Сорг, определенного методом Яоск-ЕУАЬ34 для отдельных

скважин баженовской свиты (А, В, С), совместно (Б)

5.2. Оценка содержания органического вещества в породах баженовской свиты на основе комплексирования методов ЯМР и РФА

Следует заметить, что подобные методики комплексирования данных ГГК и ЯМК известны и широко применяются на месторождениях республики Татарстан, а также, например, на сланцах месторождения Green River (Колорадо, США). Однако, комплексирование результатов исследований методами ЯМР и РФА реального керна баженовской свиты еще не проводилось.

Основная идея заключается в определении общей пористости и плотности по данным ГГК (или ГГК-НК), в то время как по данным ЯМК определяется пористость, связанная с водонасыщенностью [122]:

Фй = Ф™ + Фк = Рпта _ РпЬ > (5.4)

Рта Pw

где <pD - общая пористость по данным ГГК, - пористость, связанная с водонасыщенностью по данным ЯМК, фк - пористость, связанная с керогеном, рта, рь, pw - плотности матрицы, сланцев и воды, соответственно.

При этом содержание органического вещества С0рГ рассчитывается как:

Рк

Сорг = 0,812фк- —, (5.5)

Рь

где рк - плотность керогена.

Породы баженовской свиты обладают сложным количественным и качественным составом, причем взгляды на него в процессе изучения геологии были противоположны. Изначально, породы баженовской свиты определялись как аргиллиты [33], ряд исследователей называет подобные объекты глинистыми или аргиллитоподобными [44, 47] или даже «битуминозными, плитчатыми, обогащенными органическим веществом глинами»35 [58]. И. И. Нестеровым было предложено называть тонколистовые разности баженовской свиты «баженитами» [72].

В результате последних исследований установлено, что в породах баженов-ской свиты преобладает кремнезем (более 50% объема минеральной матрицы), а также комплекс карбонатных (кальцит, доломит, сидерит), глинистых (каолинит, иллит, хлорит, смешаннослойные) минералов, пирита, небольшого количества полевых шпатов [11, 53, 71]. Для обозначения такого сложного объекта был предложен термин «микститы» [55].

Необходимо учитывать, что в состав кремнезема входят как минералы, обладающие кристаллической решеткой, так и рентгеноаморфные минералы (например, опал), что накладывает ограничения на изучение состава пород методом рентгеновской дифрактометрии. Кроме минеральной составляющей до 25% объема пород баженовской свиты занимает фоссилизированное органическое вещество, поэтому органическую составляющую также необходимо учитывать в общей ор-ганоминеральной модели [25].

Благодаря широким возможностям, которые предоставляет метод ЯМР для изучения структуры пустотного пространства горных пород и их флюидонасыще-ния, была сделана оценка содержания твердого органического вещества в органо-минеральной матрице пород баженовской свиты Западной Сибири с построением органоминерального профиля разреза.

Базисом явился постулат о том, что органоминеральная матрица сухого образца породы баженовской свиты является статистической смесью и ее минералогическая плотность подчиняется закону суммирования:

т

8тт = ^ Щ • , (5.6)

¿=1

где 8т1П - минералогическая плотность органоминеральной матрицы, о> - плотности отдельных компонентов, щ - их концентрации.

В зависимости от стадии катагенетического преобразования кероген может обладать своей пористостью с различной связностью. То есть в органическом веществе могут существовать как открытые, так и закрытые или тупиковые флюи-донасыщенные поры. Так, например, на стадии МК3 пористость керогена достигает 23%, а связанность пор 75% [25]. По этой причине прямой расчет содержания

органического вещества в рамках суммативной модели невозможен, так как измеренная минералогическая плотность образца породы баженовской свиты может быть искажена в меньшую сторону наличием трудноудаляемых флюидов.

Для решения указанной проблемы предложена следующая технология. Отобранные образцы неэкстрагированной породы баженовской свиты измеряются на ЯМР-релаксометре (спин-спиновая релаксация Т2), после чего подвергаются контролируемой сушке при температуре 62 °С, исключающей термическое повреждение глинистых компонентов породы, в вентилируемом шкафу до постоянной массы (контроль массы один раз в сутки, маркер окончания процесса - трехкратная регистрация постоянного значения массы образца), после чего снова измеряются на ЯМР-релаксометре. Учитывая то, что эхо-сигнал от малоподвижных и твердых углеводородов релаксирует очень быстро и не регистрируется, ненулевой сигнал на высушенных образцах породы может свидетельствовать о наличии флюидонасыщения - весь спектр ЯМР сухого образца описывает насыщение групп пор (вероятно, закрытых) подвижным флюидом (Рисунок 5.8).

Время релаксации Т2, мс Время релаксации Т2, мс

Рисунок 5.8 - Парциальные спектры ЯМР неэкстрагированного и сухого неэкс-трагированного образцов с закрытой пористостью (А) и без (В)

ном в соответствии с ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением» с обязательным дона-сыщением при избыточном давлении 12 МПа в течение 72 часов для определения общего объема, а также объема пустот образца.

Таким образом, учитывая все измеренные величины, можно рассчитать содержание органического вещества в породе пС как:

1 т-бШп^У-кр^-V,+

т

мми

оИ

, (5.7)

о _ е ' у 7

°кег °тт

где V - объем образца, т - масса высушенного образца; дт1П - теоретическая минералогическая плотность скелета породы без органического вещества, рассчитанная по закону суммирования (4) из средних значений плотностей отдельных минералов, взятых с учетом их содержания в породе по РФА; т°мп - масса нефти в образце, рассчитанная по данным ЯМР; ^^ - объем нефти в образце по данным ЯМР; кр - пористость, измеренная газоволюметрическим методом или методом жидкостенасыщения [20].

Общая теоретическая минералогическая плотность породы рассчитывалась по закону суммирования (5.6) со следующими величинами скелетных значений (Таблица 5.5):

№ п/п Название минерала Плотность, г/см3

1 Альбит 2.62

2 Ангидрит 2.98

3 Анкерит 3.01

4 Доломит 2.85

5 Иллит 2.60

6 Кальцит 2.71

7 Каолинит 2.60

8 Кварц 2.65

9 Группа смектитов и монтмориллонит 2.30

10 Пирит 5.01

№ п/п Название минерала Плотность, г/см3

11 Сидерит 3.96

12 Смешаннослойные 2.60

13 Хлорит 2.70

Весовые доли содержания отдельных минеральных компонентов щ были получены методом рентгенофазового анализа на дифрактометре ДРОН-3М. В результате проведенных расчетов получены тренды распределения по разрезу количества органического углерода, повторяющие данные пиролитических исследований пород баженовской свиты до экстракции хлороформом (Рисунок 5.10). Получена линейная связь Скер(ЯМР) = 2 • С0рГ с коэффициентом корреляции R = 0.88 (Рисунок 5.9). Отклонение от биссектрисы может объясняться, во-первых, тем, что для С0рГ проценты массовые, а для Скер(ЯМР) - объемные, во-вторых, из-за неточной оценки плотностей входящих компонентов или их смесей. SiO2 в модели ведется только по кварцу, в то время как в породах баженовской свиты содержится также опал, неразличимый рентгеновским методом с меньшим значением плотности.

Такой подход после некоторой доработки можно использовать для петрофи-зического обеспечения ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) и расчета содержания органического вещества по данным расширенного комплекса ГИС.

40

30

О.

К га

I

ш |_

о

Ср

ф

^ О

20

10

1-1-1-1-Г

10 20 30

Сорг ^оск^а!), % масс

40

Рисунок 5.9 - Сопоставление значений концентрации органического вещества,

полученных комплексированием данных ЯМР и РФА с результатами пиролитических исследований36 и распределение указанных величин по разрезу

одной из скважин (фрагмент планшета)

0

0

110

скв. А

Мин. модель

Ангидрит •

Пирит ° Кальцит * Доломит • Орг. вещество • Кварц ° Шпаты ° Смекгит » Хлорит ° Смеш. слойн. • Гидрослюда •

Каолинит •

О 20 40 60 80 ЮС

% об

Орг. вещество

Мин. модель

Сод. керогена •

модель ЯМР

О 10 20 30 40 50 ...........

%об. Сор о-----

Яоск-ЕУАЬ

О 5 10 15 20 25 ...........

% масс.

Ангидрит • Пирит • Кальцит • Доломит •

Орг. вещество •

®

Шпаты ° Смешит ° Хлорит • Смеш. слойн. • Гидрослюда •

Каолинит *

0 20 40 60 80 10 С

% об

}. Б

СКВ

Орг. вещество

Мин. модель

Сод. керогена •

модель ЯМР

О 10 20 30 40 50 ...........

%об. Сорг о-----

Яоск-ЕУДЬ

О 5 10 15 20 25 ...........

% масс.

Ангидри 0 Пирит ° Кальцит • Доломит • Орг. вещество • Кварц ° Шпаты 0 Смехтит ° Хлорит 0 Смеш. слойн. • Гидрослюда •

Каолинит •

0 20 40 60 80 ЮС

%об

. в

скв. Г

скв. Д

Орг. вещество

Мин. модель

Мин. модель

Сод. керогена •

модель ЯМР

О 10 20 30 40 50 ...........

%об. Со[ о-----

Яоск-ЕУАЬ

О 5 10 15 20 25 ...........

% масс

Ангидри • Ангидрит °

Пирит ° Пирит •

Кальцит • Кальцит •

Доломит • Доломит •

Орг. вещество • Орг. вещество •

Кварц ° Кварц °

Шпаты « Шпаты °

Смехтит ° Смекгит °

Хлорит ° Хлорит °

Смеш. слойн. • Смеш. слойн. •

Гидрослюда • Гидрослюда •

Каолинит ' Каолинит *

0 20 40 60 80 ЮС %об

О 20 40 60 80 ЮС ..........................

%об

Рисунок 5.10 - Органоминеральные модели (РФА + ЯМР) баженовской и георгиевской / абалакской свит скважин Красноленинского свода (скв. «А», скв. «Г», скв. «Д») и Приобского поднятия (скв. «Б», скв. «В»)1

1 Исследования методом Яоск-ЕУАЬ выполнены Е. В. Козловой.

5.3. Заключение по главе

В результате комплексных исследований смачиваемости пород баженов-ской свиты можно сделать следующие выводы.

1. Смачиваемость пород баженовской свиты контролируется минерально-компонентным составом, а конкретно содержанием глин и керогена.

2. Коэффициенты смачиваемости увеличиваются (изменяются в сторону гид-рофобности) с ростом содержания кремнезема. Веерообразная форма зависимости объясняется различным содержанием органического вещества: коэффициенты W' возрастают с увеличением Сорг.

3. Метод ЯМР позволяет разрешить неопределенности коэффициентов гидро-фобизации, связанные с распределением органического вещества и получить корректную информацию о лиофильности поверхности.

4. Предложен способ построения органоминеральной модели разреза баженов-ской свиты, при помощи комплексирования результатов методов ЯМР и РФА. Получена линейная зависимость значений концентрации керогена, рассчитанных по данным ЯМР/РФА Скер(ЯМР) = 2 • Сорг. Многовариантность физико-химического поведения компонентов в начале

седиментации при формировании будущей системы «порода-вода-нефть» предопределила возникновение «мозаичной» смачиваемости органоминеральной поверхности пород баженовской свиты, то есть минеральная матрица, слагающаяся из кремнийсодержащих, карбонатных и глинистых минералов, обладала гидрофильными и гидрофобными центрами адсорбции, которые формировали определённую морфологию поверхности относительно смачиваемости. А органические компоненты системы, взаимодействуя с активными центрами минеральной матрицы в течении диагенеза, уменьшали её гидрофильность [16].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для выделенных по результатам литологических исследований литотипов карбонатных пород нефтенасыщенных интервалов пород-коллекторов пласта БЗЁш Тимано-Печорской провинции был разработан комплекс методов определения смачиваемости, параметров пустотного пространства и распределения в нем флюидонасыщенности. Данный комплекс включает в себя иББМ, ЯМР, ртутную порометрию, рентгеновскую микротомографию, имидж-анализ петрографических шлифов. Селективность метода ЯМР обеспечивалась применением оксида дейтерия для приготовления моделей пластовой воды. В результате можно сделать следующие основные выводы.

1. Установлено, что размер пор, влияет на поверхностные свойства разных ли-тотипов нефтенасыщенных интервалов пород-коллекторов отложений БЗГш ТПП:

1.1. В известняках строматопоровых гидрофильными являются поры, внутриформенные и межформенные поры с радиусами до 30 мкм. В порах, размером более 50 мкм, соответствующим межформенной пу-стотности, происходят процессы замещения воды нефтью и нефти водой только при достижении высоких значений капиллярных давлений. Интегральная смачиваемость образцов этого литотипа - гидрофильная. Для исследования смачиваемости пород данного литотипа метод ОСТ 39-180-85 непригоден.

1.2. В известняках комковато-водорослевых наличие межформенных пор и каверн размером от 160 мкм значительно повышает вероятность гид-рофобизации. Для всех исследованных образцов с подобным типом пустотного пространства наблюдается сильное смещение спектров ЯМР в область коротких времен релаксации на первых ступенях теста иББМ (от 0,5 104 кПа), которое сохраняется в том числе и в процессе вытеснения воды нефтью. Это объясняется контактом нефти с поверх-

ностью пор данного размера, вода же находится в объеме пор. Межформенные поры со средним радиусом 80 мкм могут быть частично гидрофобизированными, но заметного влияния на смачиваемость не оказывают. В течение центрифугирования замещение как воды нефтью, так и нефти водой, происходит в них достаточно свободно. 1.3. Смешанная смачиваемость переходных литотипов отложений Б3£ш ТПП формируется сочетанием гидрофильных известняков стромато-поровых и гидрофобизированных известняков комковато-водорослевых. В литотипах, содержащих как строматопоровый каркас, так и комковато-водорослевый заполнитель, методы Амотта и ОСТ 39-18085 чувствительны в первую очередь к смачиваемости участков породы, приуроченных к известнякам комковато-водорослевым. Метод иББМ отражает интегральную характеристику смачиваемости всего объема образца.

2. Индексы смачиваемости иББМ и формы кривых капиллярного давления практически идентичны для неэкстрагированных и искусственно состаренных образцов. Для образцов, подвергавшихся горячей экстракции спирто-бензольной смесью, наблюдается небольшое смещение в сторону гидро-фильности. Однако, окончательно разрешить вопрос о корректности пробо-подготовки можно только после исследований смачиваемости на керне, отобранном по изолированной технологии с сохраненной естественной смачиваемостью.

Для выделенных по результатам литологических исследований литотипов кремнисто-глинистых пород баженовской свиты Приобского поднятия, Красноле-нинского и Сургутского сводов был разработан комплекс методов определения смачиваемости и содержания органического вещества. Комплекс включает в себя исследования методом ЯМР образцов с различным флюидонасыщением (вода, ке-

росин), а также рентгенофазовый анализ. При этом, поверочным методом определения содержания органического вещества в органоминеральном комплексе пород был метод Коек-Буа1. В результате можно сделать следующие выводы.

1. Смачиваемость пород баженовской свиты контролируется минерально-компонентным составом, а конкретно разнонаправленным влиянием глинистого и органического вещества. Увеличение содержания кремнистой составляющей и ассоциированного с ней органического вещества приводит к гидро-фобизации поверхности.

2. Результаты определения коэффициентов гидрофобизации адсорбционным методом противоречивы, что позволяет сделать вывод об ограниченной применимости данного метода для изучения смачиваемости пород отложений баженовской свиты Западно-Сибирской НГП.

3. Метод ЯМР позволяет разрешить неопределенности коэффициентов гидро-фобизации и получить корректную информацию о лиофильности поверхности. Коэффициенты смачиваемости, рассчитанные из параметров спектров ЯМР, увеличиваются (изменяются в сторону гидрофобности) с ростом содержания кремнезема и органического вещества.

4. Предложен способ определения содержания органического вещества в породах баженовской свиты на основе комплексирования методов ЯМР и РФА. Концентрация органического вещества, рассчитанная по данным ЯМР, коррелирует с результатами пиролитических исследований.

Карбонатные коллекторы со сложнопостроенным пустотным пространством и многокомпонентные коллекторы баженовской свиты несмотря на принципиальную разницу в строении обладают сходной проблематикой: они требуют нестандартных методических подходов к изучению смачиваемости в связи с особенностями структуры и минерализации их пустотного пространства. Основой для комплексных методик исследования смачиваемости сложнопостроенных коллекторов послужил метод ЯМР. Его чувствительность к контакту флюида с поверхностью пор позволила рассчитать коэффициенты смачиваемости для пород

баженовской свиты и оценить смачиваемость групп пор определенного размера в литотипах карбонатных пород коллекторов ТПП.

Дальнейшие исследования по теме диссертации должны быть связаны, во -первых, с применением предложенных подходов на керне, отобранном по изолированной технологии с сохраненной естественной смачиваемостью, а во-вторых, с петрофизическим обеспечением исследования смачиваемости разрезов методом ЯМК в сильном поле.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. А. с. 1022005 СССР. Способ определения степени гидрофобизации поверхности пор / Танкаева, Л. К., Дмитриевский, А. Н., Сечина, Л. С., Приваленко, Н.

B. № 3229848/18-25; заявл. 30.12.80; опубл. 07.06.83, Бюл. № 21. - 3 С.

2. А. с. 1363019 СССР. Способ определения краевого угла смачивания / Гребенник, И. П. № 4090727/24-25; заявл. 15.07.86; опубл. 30.12.87, Бюл. № 48. - 3 С.

3. А. с. 1390536 СССР. Способ определения степени гидрофобизации поверхности пористых тел / Краснушкин, А. В., Язынина И. В., Квливидзе В. И. № 4143383/31-25; заявл. 06.11.86; опубл. 23.04.88, Бюл. № 15. - 2 С.

4. А. с. 1777048 СССР. Способ определения смачиваемости пород коллекторов / Нестеренко Н. Ю., Губанов Ю. С. №4874865/25; заявл. 15.10.90; опубл. 23.11.92, Бюл. № 43. - 8 С.

5. А. с. 548788 СССР. Способ определения краевого угла смачивания / Ициксо-нас, Г. О., Шумахер, А. Л. № 2178384/25; заявл. 07.10.75; опубл. 28.02.77, Бюл. № 8. - 2 С.

6. А. с. 602827 СССР. Способ определения смачиваемости пористых материалов / Багринцева, К.И., Преображенская, Т.С. № 2442227/18-25; заявл. 11.01.77; опубл. 15.04.78, Бюл. № 14. - 2 С.

7. А. с. 721736 СССР. Способ определения открытой пористости пород-коллекторов / Тульбович Б. И., Опалев В. А., Неретин В. Д., Белорай Я. Л. №2673799/18-25; заявл. 09.10.78; опубл. 15.03.80, Бюл. № 10. - 3 С.

8. Абдалла, В. Основы смачиваемости / В. Абдалла, Д. С. Бакли, Э. Карнеги, Д. Эдвардс, Б. Херольд, Э. Фордэм, А. Грауэ, Т. Хабаши, Н. Селезнев, К. Синьер, Х. Хусейн, Б. Монтарон, М. Зиауддин // Нефтегазовое обозрение, 2007. -Вып. «Лето 2007». - С. 54 - 75.

9. Аксельрод, С. М. Многомерные ЯМР-исследования разрезов скважин /

C. М. Аксельрод // НТВ «Каротажник». - 2008. - Вып. 7 (172). - С. 84 - 123.

10. Аксельрод, С. М. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике / С. М. Аксельрод, В. Д. Неретин. - М.: Недра, 1990. - 191 С.

11. Афанасьев, И. С. Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы / И. С. Афанасьев, Е. В. Гаврилова, Е. М. Бирун, Г. А. Калмыков, Н. С. Балушкина // Rogtec Российские нефегазовые технологии. - 2011. - № 25. - С. 24 - 36.

12. Багринцева, К. И. Неоднородность поверхностных свойств карбонатных пород-коллекторов и методика их оценки / К. И. Багринцева, Т. С. Преображенская // Труды ВНИГНИ. - 1978. - Вып. 207. - С. 125 - 147.

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

14. Балушкина, Н. С. Условия образования и нефтенасыщенность карбонатных пород баженовской и абалакской свит / Н. С. Балушкина, А. Ю. Юрченко, Г. А. Калмыков, Н. И. Коробова, Н. Н. Петракова, И. А. Бугаёв // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 1. - С. 32 - 35.

15. Берри, Л. Минералогия / Л. Берри, Б. Мейсон, Р. Дитрих. - М: Мир, 1987. -592 С.

16. Богданович, Н. Н. Мозаичная гидрофобизация поверхности органоминераль-ной матрицы пород баженовской свиты // Н. Н. Богданович, С. А. Борисенко, Е. В. Козлова, М. Ю. Спасенных, С. Ю. Рудаковская // мат. Российской нефтегазовой технической конференции SPE, 2017 (16 - 18 октября, Москва, Россия). - 18 С. (SPE-187873-RU).

17. Богданович, Н. Н. Определение показателя смачиваемости углеводородосо-держащих глинистых пород / Н. Н. Богданович // Нефтяное хозяйство. - 1985. - № 7. - С. 29. - 32.

18. Борисенко, С. А. Влияние морфометрических характеристик пустотного пространства на смачиваемость пород-коллекторов отложений верхнего девона

тимано-печорской провинции / С. А. Борисенко, П. В. Кошкин, С. Ю. Рудаков-ская // НТВ «Каротажник». - 2019. - Вып. (3). - С. -

19. Борисенко, С. А. Определение смачиваемости пород баженовской свиты методом ядерной магнитной релаксометрии / С. А. Борисенко, П. В. Кошкин, С. Ю. Рудаковская, Н. Н. Богданович // Материалы 19-й научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2017», г. Геленджик, 11 - 14 сентября 2017 г.

20. Борисенко, С. А. Оценка лиофильности пород баженовской свиты методами адсорбции и ЯМР / С. А. Борисенко, Н. Н. Богданович, Е. В. Козлова, Д. Е. За-грановская // Нефтяное хозяйство. - 2017. - Вып. 3. - С. 12 - 16.

21. Борисенко, С. А. Оценка остаточной газонасыщенности с использованием технологии ядерной магнитной релаксометрии / С. А. Борисенко, П. В. Кошкин, С. Ю. Рудаковская // НТВ «Каротажник». - 2017. - Вып. 6 (276). - С. 41 - 50.

22. Борисенко, С. А. ЯМР-релаксометрия в комплексе петрофизических исследований / С. А. Борисенко, П. В. Кошкин, С. Ю. Рудаковская // Нефть. Газ. Новации. - 2017. - №1. - С. 30 - 36.

23. Борисов, А. Г. Пересчет кривых капиллярного давления, полученных на разных типах центрифуг и по разным методикам / А. Г. Борисов, Р. И. Медведский // Газовая промышленность, 2011. - № 6. - С. 30 - 35.

24. Былина, Э. Л. Ядерно-релаксационные характеристики смачиваемости дисперсных веществ / Э. Л. Былина, Я. Л. Белорай // Физическая химия (АН СССР). - 1968. - Вып. 8. - С. 2138 - 2140.

25. Васильев, А. Л. Исследования морфологии пустотного пространства керогена баженовской свиты / А. Л. Васильев, Е. Б. Пикчур, А. А. Михуткин, М. Ю. Спасенных, Н. Н. Богданович, Н. С. Балушкина, Г. А. Калмыков // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 10. - С. 28 - 31.

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

27. Гиматудинов, Ш. К. Нефтеотдача коллекторов / Ш. К. Гиматудинов. - М.: Недра, 1970. - 120 С.

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

29. Горная энциклопедия. Т.4 / Под ред. Е. А. Козловского - М.: Советская энциклопедия, 1989. - 625 С.

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

31. Гудок, Н. С. Изучение физических свойств пористых сред / Н. С. Гудок. - М.: Недра, 1970. - 205 С.

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

33. Гурари, Ф. Г. Формирование залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты Западной Сибири / Ф. Г. Гурари, И. Ф. Гурари // Геология нефти и газа. - 1974. - №5. - С. 36 - 40.

34. Гурбатова, И. П. Влияние структуры порового пространства на масштабный эффект при изучении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов / И. П. Гурбатова, В. А. Кузьмин, Н. Н. Михайлов // Геология нефти и газа. - 2012. - № 2. - С. 74 - 82.

35. Гурбатова, И. П. Масштабные и анизотропные эффекты при экспериментальном определении физических свойств сложнопостроенных коллекторов / И. П. Гурбатова, Н. Н. Михайлов // НТВ «Каротажник». - 2011. - Вып. 7 (205). - С. 138 - 145.

36. Гурбатова, И. П. Особенности изучения смачиваемости сложнопостроенных карбонатных пород-коллекторов лабораторными методами / И. П. Гурбатова, С.В. Мелехин, Д.Б. Чижов, Ю.В. Файрузова // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2016. - Т. 15. - № 20. - С. 240 - 245.

37. Гутман, И. С. Методические подходы к подсчету запасов и оценке ресурсов баженовской свиты / И. С. Гутман, Г. Н. Потемкин, А. В. Постников, О. В. Постникова, Е. В. Козлова, А. Д. Алексеев, И. А. Карпов // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 3. - С. 28 - 32.

38. Денисенко, А. С. Определение капиллярного давления по нефти/воде при вытеснении-пропитке комплексным методом центрифугирования и ЯМР-регистрации / А. С. Денисенко, М. Ю. Рахманин, И. В. Андреев, Д. В. Копылов, С. А. Борисенко // Материалы международной конференции «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы», 27 - 28 мая 2010 г., Москва, М.: «РГУ НГ», 2010. - С. 54 - 56.

39. Денисенко, А. С. Петрофизическое обеспечение лабораторных и скважинных исследований горных пород методом ядерного магнитного резонанса в сильном поле: дисс. к. т. н. / А. С. Денисенко - РГУНГ им. Губкина, 2012. - 149 С.

40. Джафаров, И. С. Применение метода ядерного магнитного резонанса для характеристики состава и распределения пластовых флюидов / И. С. Джафаров, П. Е. Сынгаевский, С. Ф. Хафизов. - М.: Химия, 2002. - 439 С.

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

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

43. Тихонов, А.Н. Методы решения некорректно поставленных задач / А. Н. Тихонов. - М.: Наука, 1979. - 285 С.

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

45. Злобин, А. А. Влияние смачиваемости пород-коллекторов на коэффициент извлечения нефти / А. А. Злобин // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 9. - С. 49 - 53.

46. Зубков, М. Ю. «Твердые растворы» углеводородов в составе битумов баженов-ской свиты и экстрактов, установленные по данным ядерно-магнитного резонанса / М. Ю. Зубков, А. Г. Потапов // НТВ «Каротажник». - 2015. - Вып. 9 (255). - С. 3 - 13.

47. Зубков, М. Ю. Состав, строение и условия образования баженовской и абалак-ской свит Красноленинского свода (Западная Сибирь) / М. Ю. Зубков // Литология и полезные ископаемые. - 2001. - № 1. - С. 37 - 48.

48. Зубков, М. Ю. Спектры ядерно-магнитного резонанса пород бажено-абалак-ского комплекса Западной Сибири / М. Ю. Зубков, А. Г. Потапов // НТВ «Ка-ротажник». - 2014. - Вып. 8 (242). - С. 3 - 32.

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

50. Киттель, Ч. Введение в физику твердого тела / Ч. Киттель. - М.: Наука, 1978. -790 С.

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

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

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

54. Колесов, В. А. Расчет коэффициента остаточного водонасыщения коллекторов Восточной Сибири по данным ядерно-магнитного каротажа / В. А. Колесов,

B. М. Киселев, Д. В. Назаров, А. В. Чашков, М. Ю. Николаев // НТВ «Каротаж-ник». - 2014. - Вып. 8 (242). - С. 50 - 58.

55. Конторович, А. Э. Классификация пород баженовской свиты / А. Э. Конторо-вич, П. А. Ян, А. Г. Замирайлова, Е. А. Костырева, В. Г. Эдер // Геология и геофизика. - 2016. - Т. 57. - № 11. - С. 2034 - 2043.

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

C. 34 - 44.

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

58. Лобусев, М. А. Региональный и локальный прогноз нефтегазоносности сланцевых формаций арктического сектора Западной и Восточной Сибири / М. А. Лобусев, А. В. Бочкарев, А. М. Клоков, А. А. Репник // Материалы 19-й научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2017», г. Геленджик, 11 - 14 сентября 2017 г.

60. Михайлов, Н. Н. Влияние микроструктурной смачиваемости на петрофизиче-ские характеристики пород-коллекторов / Н. Н. Михайлов, Н. А. Семенова, Л. С. Сечина // НТВ «Каротажник». - 2011. - Вып. 7 (205). - С. 163 - 172.

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

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

63. Михайлов, Н. Н. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов / Н. Н. Михайлов, А. В. Джемесюк, Т. Н. Кольчицкая, Н. А. Семенова. - Серия «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений», М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 60. С.

64. Михайлов, Н. Н. Факторы, влияющие на микроструктурную смачиваемость пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений / Н. Н. Михайлов, К. А. Моторова, Л. С. Сечина, И. П. Гурбатова // Материалы 3 международного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» - М.: ОАО ВНИИнефть, 2011. - С. 83.

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

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

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

68. Мурцовкин, В. А. Мультирешеточная модель для расчета характеристик пористых сред. Расчет электропроводности / В. А. Мурцовкин // Коллоидный журнал. - 2009. - Т. 71. - № 5. - С. 677 - 684.

69. Мурцовкин, В. А. Расчет электропроводности и проницаемости горных пород по данным ядерно-магнитного каротажа / В. А. Мурцовкин, А. С. Зеленов // НТВ «Каротажник». - 2006. - Вып. 2 - 4 (143 - 145). - С. 108 - 120.

70. Мусихин, А. Д. Литология и прогноз пространственного распространения пород-коллекторов фаменских нефтегазоносных отложений восточной части Центрально-Хорейверского уступа: дисс. к. г.-м. н. / А. Д. Мусихин - РГУНГ им. Губкина, 2016. - 153 С.

71. Немова, В. Д. Процессы формирования карбонатизированных коллекторов в глинисто-кремнистых отложениях баженовского горизонта на западе Широтного Приобья / В. Д. Немова, В. Н. Колосков, Б. Г. Покровский // Разведка и охрана недр. - 2011. - № 12. - С. 31 - 35.

72. Нестеров, И. И. Новый тип коллектора нефти и газа / И. И. Нестеров // Геология нефти и газа. 1979. - № 10. - С. 26 - 29.

73. ОСТ 39-180-85. Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородосо-держащих пород. - М.: Миннефтепром, 1985.

74. ОСТ 39-204-86. Нефть. Метод определения остаточной водонасыщенности. -М.: Миннефтепром, 1986.

75. Пат. 2301993 РФ Способ и устройство для определения эффективно пористости горных пород / Белорай Я. Л., Вихарев Ю. А. №2005140184/28; заявл. 23.11.2005; опубл. 27.06.2007, Бюл. № 18. - 7 С.

76. Пат. 2301994 РФ. Способ и устройство для определения открытой пористости горных пород / Белорай Я. Л., Вихарев Ю. А., Кононенко И. Я. №2006105192/28; заявл. 21.02.2006; опубл. 27.06.2007, Бюл. № 18. - 9 С.

77. Постников, А. В. Новые методические аспекты литологических исследований пород баженовской свиты / А. В. Постников, О. В. Постникова, К. Ю. Оленова, О. В. Сивальнева, И. И. Хасанов, Н. А. Осинцева, М. Р. Ганаева // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 10. - С. 23 - 27.

78. Постников, А. В. Разномасштабные исследования геологической неоднородности баженовской свиты как основа для оценки ее углеводородного потенциала / А. В. Постников, И. С. Гутман, О. В. Постникова, К. Ю. Оленова, И. И. Хасанов, А. С. Кузнецов, Г. Н. Потемкин // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 3. - С. 8 - 11.

79. Рудаковская С. Ю. Оценка смачиваемости пород методом ЯМР / С. Ю. Руда-ковская // Ядерно-магнитные скважинные и аналитические методы в комплексе ГИС при решении петрофизических, геофизических и геологических задач на нефтегазовых месторождениях: тр. всерос. конф. - Тверь, 2014. - С. 206 - 221.

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

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

82. Тарасевич, Ю. И. Микрокалориметрическое исследование взаимодействия воды с поверхностью каолинита, модифицированного полигексаметиленгуа-нидином / Ю. И. Тарасевич, В. Е. Поляков, М. Ю. Трифонова // Коллоидный журнал. - 2013. - Т. 75. - № 1. - С. 123 - 127.

83. Тарасевич, Ю. И. Природные сорбенты в процессах очистки воды / Ю. И. Тарасевич. - Киев: Наукова думка, 1981. - 298 С.

84. Терентьев, В. Ю. Особенности разработки карбонатных пород со смешанной смачиваемостью и определения коэффициента начальной нефтенасыщенности на примере месторождений Тимано -Печорской провинции / В.Ю. Терентьев,

И. П. Гурбатова, Т. Ф. Дьяконова, Т. Г. Исакова, М. С. Хохлова // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 7. - С. 86 - 90.

85. Тиаб, Дж. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Дж. Тиаб, Э. Ч. Доналдсон. -2 изд. (пер. с англ.) - М.: Премиум Инжиниринг, 2009. - 868 С.

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

87. Топорков, В. Г. Практическое применение данных ЯМР для оценки свойств и структуры пород продуктивных нефтегазоносных залежей / В. Г. Топорков, А. С. Денисенко // НТВ «Каротажник». - 2008. - Вып. 12 (177). - С. 162 - 188.

88. Топорков, В. Г. Применение метода ЯМР при оценке петрофизических характеристик порол коллекторов нефти и газа / В. Г. Топорков, А. С. Денисенко, С. Ю. Рудаковская, Д. Е. Лебзин // Аппаратурно -методические комплексы для геофизических исследований нефтегазовых и рудных скважин: Научно-технический сборник / М.: ВНИИгеосистем, 2012. - С. 143 - 162.

89. Травкин, В. М. Микрокалориметрические исследования смачиваемости нефте-насыщенных пород / В. М. Травкин, О. Л. Югина // Разработка нефтяных месторождений в различных геолого-геофизических условиях: труды Гипрово-стокнефти. - Куйбышев. - 1984. - С. 112 - 118.

90. Тульбович, Б. И. Коллекторские свойства и химия поверхности пород / Б. И. Тульбович. - Пермь: Пермское книжное издательство, 1975. - 194 С.

91. Фаррар, Т. Импульсная и Фурье-спектроскопия ЯМР / Т. Фаррар, Э. Беккер. -М.: Мир, 1973. - 165 С.

92. Хамидуллин, Р. А. Фильтрационно-емкостные свойства пород баженовской свиты. / Р. А. Хамидуллин, Г. А. Калмыков, Д. В. Корост, Н. С. Балушкина, А. И. Бакай // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. - 2015. - № 5. - С. 57 - 64.

93. Шлыков, В. Г. Рентгеновский анализ минерального состава дисперсных грунтов / В. Г. Шлыков. - М: ГЕОС, 2006. - 176 С.

94. Шуматбаев, К. Д. Комплексирование методов изучения вторичной пустотно-сти сложнопостроенных коллекторов месторождения им. Р. Требса / К. Д. Шуматбаев, Е. К. Гайнуллина, А. Е. Малышева, О. В. Емченко, К. Ю. Муринов, А. В. Зайнулин // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 11. - С. 109 - 110.

95. Al-Maamari, R. S. H. Asphaltene precipitation and alteration of wetting: the potential for wettability changes during oil production / R. S. H. Al-Maamari, J. S. Buckley // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2003. - V. 6. - № 4. - P. 210 -214. (SPE-84938-PA).

96. Al-Mahrooqi, S. H. An investigation of the effet of wettability on NMR characteristics of sandstone rock and fluid systems / S. H. Al-Mahrooqi, C. A. Grattoni, A. K. Moss, X. D. Jing // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2003. -V. 39. - № 3. - P. 389 - 398.

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

98. Anderson W. G. Wettability literature survey - part 2: Wettability measurements / W. G. Anderson // Journal of Petroleum Technology. - 1986. - №11. - P. 1246 -1262.

99. Anderson, W. G. Wettability literature survey - part 1: Rock/oil/brine interactions and the effects of core handling on wettability / W. G. Anderson // Journal of Petroleum Technology. - 1986. - №11. - P. 1125 - 1144.

100. Bergslien, E. Characterization of the surface properties of epoxy-type models used for multiphase flow studies in fractured media and creation of a new model / E. Bergslien, J. Fountain, R. Giese Jr. // Water resources research, 2004. - V. 40. -W05112.

101. Boneau D. F. A surfactant system for the oil-wet sandstone of the North Burbank unit / D. F. Boneau, R. L. Clampitt // Journal of Petroleum Technology. - 1977. -V. 29. - №5. - P. 501 - 506.

102. Borgia, G. C. Wettability effects on oil-water configurations in porous media, a nuclear magnetic resonance study / G. C. Borgia, P. Fantazzini, E. Melsini // Journal of Applied Physics. - 1991. - V. 70 (12). - P. 7623 - 7625.

103. Brown, R. J. S. Measurement of fractional wettability of oilfield rocks by the nuclear magnetic relaxation method / R. J. S. Brown, I. Fatt // Petroleum Transactions AIME. - 1956. - V. 207. - P. 262 - 264.

104. Buckley, J. S. Influence of electrical surface charges on the wetting properties of crude oils / J. S. Buckley, K. Takamura, N. R. Morrow // SPE Reservoir Engineering.

- 1989. - V. 4. - №. 3. - P. 332 - 340. (SPE-16964-PA).

105. Chen, A. A single-shot method for determining drainage and imbibition capillary pressure curves / A. Chen, H. Hickey, B. Balcom // The International Symposium of SCA, 2006 (September 12 - 16, Trondheim, Norway). (SCA2006-12).

106. Chen, J. Study of wettability alteration from NMR: effect of OBM on wettability and NMR responses / J. Chen, G. J. Hirasaki, M. Flaum // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2006. - V. 52. - P. 161 - 171.

107. Cho, Y. Rock characterization in unconventional reservoirs: a comparative study of Bakken, Eagle Ford, and Niobrara formations / Y. Cho, E. Eker, I. Uzun, X. Yin, H. Kazemi // Paper of SPE Low Perm Symposium, 2016 (5 - 6 May, Denver, Colorado, USA). - 15 P. (SPE-180239-MS).

108. Coates, G. R. NMR logging principles and applications / G. R. Coates, L. Xiao, M. G. Prammer. - Halliburton Energy Services, 1999. - 335 P.

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

110. Donaldson, E. C. Wettability determination and its effect on recovery efficiency / E. C. Donaldson, R. D. Thomas, P. B. Lorenz // Society of Petroleum Eng Journal.

- 1969. - V. 9. - P. 13 - 20.

111. Du Nouy, P. L. An interfacial tensiometer for universal use // The Journal of General Physiology. - 1925.- №7 (5). P. 625 - 632.

112. Flaum, M. NMR diffusion editing for D - T2 maps: application to recognition of wettability change / M. Flaum, J. Chen, G. J. Hirasaki // Petrophysics. - 2005. -V. 46. - № 2. - P. 113 - 123.

113. Fleury, M. Quantitative evaluation of porous media wettability using NMR relax-ometry / M. Fleury, F. Deflandre // Magnetic Resonance Imaging. - 2003. - V. 21.

- P. 385 - 387.

114. Foley, I. Effect of paramagnetic ions on NMR relaxation of fluids at solid surfaces / I. Foley, S. A. Farooqui, R. L. Kleinberg // Journal of Magnetic Resonance. - 1996.

- Ser. A 123. - №1. - P.95-104.

115. Forbes, P. Centrifuge data analysis techniques, an SCA survey on the calculation of drainage capillary pressure curves from centrifuge measurements / P. Forbes // The International Symposium of SCA, 1997 (September 8 - 10, Calgary, Canada). (SCA-9714).

116. Freedman, R. Wettability, saturation, and viscosity rom NMR measurements / R. Freedman, N. Heaton, M. Flaum, G. J. Hirasaki, C. Flaum, M. Hurlimann // SPE Journal. - 2003. - V. 8. - P. 317 - 327. (SPE-87340-PA).

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

- 114.

118. Grattoni, C. A. An improved technique for deriving drainage capillary pressure from NMR T2 distribution / C. A. Grattoni, S. H. Al-Mahrooqi, A. K. Moss, A. Mug-geridge, X. D. Jing // The International Symposium of SCA, 2003 (September 21 -24, Pau, France). (SCA2003-25).

119. Green, D. P. Oil/water imbibition and drainage capillary pressure determined by MRI on a wide sampling of rock / P. D. Green, J. R. Dick, M. McAloon, P.F. de J. Cano-Barrita, J. Burger, B. Balcom. // The International Symposium of SCA, 2008 (October 29 - November 2, Abu-Dhabi, UAE). (SCA2008-01)

120. Guan, H. Wettability effects in a sandstone reservoir and outcrop cores from NMR relaxation time distributions / H. Guan, D. Brougham, K. S. Sorbie, K. J. Packer // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2002. - V. 34. - P. 35 - 54.

121. Hamouda, A. A. Influence of temperature on wettability alteration of carbonate reservoirs / A. A. Hamouda, K. A. R. Gomari // paper of SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, 2006 (April 22 - 26, Tulsa, USA). (SPE-99848-MS)

122. Herron, M. M. Total organic carbon and formation evaluation with wireline logs in the green river oil shale / M. M. Herron, J. A. Grau, S. L. Herron, R. L. Kleinberg, M. Machlus, S. L. Reeder, B. Vissapragada, A. K. Burnham, R. L. Day, P. Allix // paper of SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2011 (30 October - 2 November, Denver, Colorado, USA). 20 P. (SPE 147184-PP)

123. Hirasaki, G. J. Wettability: fundamentals and surface forces / G. J. Hirasaki // SPE Formation Evaluation. - 1991. - V. 6. - №. - 2. - P. 217 - 226. (SPE-17367-PA).

124. Honarpour, M. M. Characterization of critical fluid, rock and rock-fluid properties impact on reservoir performance of liquid-rich shales / M. M. Honarpour, N. R. Na-garajan, A. Orngi, F. Arasteh, Z. Yao // paper of SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2012 (8 - 10 October, San Antonio, Texas, USA). - 22 P. (SPE-158042-MS).

125. Howard, J. J. Quantitative estimates of porous media wettability from proton NMR measurements / J. J. Howard // Magnetic Resonance Imaging. - 1998. - V. 16. - P. 529 - 533.

126. Hsu, W. F. Wettability of porous media by NMR relaxation methods / W. F. Hsu, X. Li, R. W. Flumerfelt // paper of SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1992 (4 - 7 October, Washington, D. C., USA). - 11 P. (SPE-24761-MS).

127. Jackson, M. D. Prediction on wettability variation and its impact on flow using pore-to reservoir-scale simulation / M. D. Jackson, M. Blunt // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2003. - №39. - P. 231 - 236.

128. Javadpour, F. Atomic-force microscopy: f new tool for gas-shale characterisation / F. Javadpour, M. Farshi, M. Amrein // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2012. - July. - P. 236 - 243. (SPE-161015).

129. Kleinberg, R. L. Nuclear magnetic resonance of rocks: T1 vs. T2 / R. L. Kleinberg, C. Straley, W. E. Kenyon, R. Akkurt, S. A. Farooqui // paper of SPE. - 1993. -P. 553 - 563. (SPE 26470).

130. Knackstedt, M. Improved characterization of EOR processes in 3D. Characterizing mineralogy, wettability and residual fluid phases at the pore scale / M. Knack-stedt, T. Senden, A. Carnerup, A. Fogden // paper of SPE Enhanced Oil Recovery Conference, 2011 (19 - 21 July, Kuala Lumpur, Malaysia). - 6 P. (SPE-145093).

131. Kumar, M. Designing for mixed wettability / M. Kumar, T. J. Senden, S. Latham, A. P. Sheppard, M.A. Knackstedt, Y. Cinar, W. V. Pinczewski // paper of SPE Improved Oil Recovery Symposium, 2008 (19 - 23 April, Tulsa, Oklahoma, USA). -9 P. (SPE-113862).

132. Latour, L. L. Nuclear magnetic resonance properties of rocks at elevated temperatures / L. L Latour, R. L. Kleinberg, A. Sezginer // Journal of Colloid and Interface Science. - 1992. - V. 150. - № 2. - P. 535 - 548.

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

134. Looyestijn, W. Wettability-index determination by nuclear magnetic resonance / W. Looyestijn, J. Hofman // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2006. -V. 9. - P. - 146 - 153.

135. Lykke, M. M. Wettability and capillary pressure measurements on Hillerslev outcrop chalk: Ph.D. Thesis / Miriam M. Lykke - DTU, 2005. - 56 P.

136. Ma, S. Characterization of wettability from spontaneous imbibition measurements / S. Ma, N. R. Morrow, X. Zhang // Journal of Canadian Petroleum Technology. -1999. - V. 38. - № 13. P. 56 - 64.

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

138. Mennella, A. Application of the dynamic Wilhelmy plate to identification of slippage at a liquid-liquid-solid three phase line of contact / A. Mennella, N. R. Morrow, X. Xie // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 1995. - V. 13. - № 11. -P. 179 - 192.

139. Morriss, C. E. Hydrocarbon Saturation and Viscosity Estimation from NMR Logging in the Belridge Diatomite / C. E. Morris, R. Freedman, C. Straley, M. Johnston, H. J. Vinegar //The Log Analyst. - 1997. - V. 38. - P. 44 - 60.

140. Morrow N. R. Wettability and its effect on oil recovery / N. R. Morrow // Journal of Petroleum Technology. - 1990. - №12. - P. 1476 - 1484.

141. Morsy, S. Imbibition characteristics of Marcellus Shale formation / S. Morsy, A. Gomma, J. J. Sheng // paper of SPE Improved Oil Recovery Symposium, 2014 (12 - 16 April, Tulsa Oklahoma, USA). - 9 P. (SPE-169034-MS).

142. Nicot, B. Estimating saturations in organic shales using 2D NMR / N. Vorapala-wut, B. Rousseau, L. F. Madariaga, G. Hamon, J.-P. Korb // paper of the International Symposium of SCA, 2015 (16 - 21 August, St. John's Newfoundland and Labrador, Canada). - 12 P. (SCA2015-024).

143. Phillips, Z. D. A case study in the Bakken Formation: Changes to hydraulic fracture stimulation treatments result in improved oil production and reduced treatment costs / Z. D. Phillips, R. J. Halverson, S. R. Strauss, J. M. Layman // paper of SPE Rocky Mountain Oil & Gas Technology Symposium, 2007 (16 - 18 April, Denver, Colorado, USA). - 9 P. (SPE-108045-MS).

144. Rao, D. N. Wettability effects in thermal recovery operations / D. N. Rao // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 1999. - V. 2. - № 5. - P. 420 - 430. (SPE-57897-PA).

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

146. Rylander, E. NMR T2 distributions in the Eagle Ford Shale: Reflections on pore size / E. Rylander, P. M. Singer, T. Jiang, R. Lewis, R. McLin, S. Sinclair // paper of Unconventional Resources Conference USA, 2013 (10 - 12 April, Woodlands, Texas, USA) - 15 P. (SPE-164554-MS).

147. Saidian, M. Porosity and pore size distribution in mudrocks: a comparative study for Haynesville, Niobrara, Monterey and Eastern European Silurian formations / M. Saidian, U. Kuila1a, S. Rivera1b, L. J. Godinez, M. Prasad // Proc. Of Unconventional Resources Technology Conference, 2014 (25 - 27 August, Denver, Colorado, USA). - 18 P. (URTeC: 1922745).

148. Salatiel, R.A. Oil recovery by surface film drainage in mixed wettability rocks / R. A. Salatiel // Journal of Petroleum Technology. - 1973. - October. - P. 1216 -1224.

149. Saraf, D. N. Determination of wettability of porous materials by the nuclear magnetic resonance technique / D. N. Saraf, J. Kumar, I. Eau // Indian Journal of Technology. - 1970. - V. 8. - P. 125 - 130.

150. Sen, P. N. Surface-to-volume ratio, charge density, nuclear-magnetic relaxation and permeability in clay-bearing sandstones / P. N. Sen, P. Straley, W. E. Kenyon, M. S. Whittingham // Geophysics. - 1990. - V. 55. - № 1. - P. 61 - 69.

151. Sharma, M. M. The alteration of rock properties due to interactions with drilling-fluid components / M. M. Sharma, R. W. Wunderlich // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 1987. - №1. - P. 127 - 143.

152. Thomas, M. M. Adsorption of organic compounds on carbonate minerals: Model compounds and their influence on mineral wettability / M. M. Thomas, J. A. Clouse, J. M. Longo // Chemical Geology. - 1993. - V. 109. - P. 201 - 213.

153. Toporkov, V. G. Modeling residual water saturation by nmr, semipermeable membrane and ultracentrifugation in hydrophobic and partially hydrophobic pore and cavern carbonate reservoirs / V. G. Toporkov, S. Yu. Rudakovskaya, M. Yu. Rakh-manin, A. S. Denisenko, V. I. Duzin // Paper of the International Symposium of SCA, 2005 (21 - 25 August, Toronto, Canada). (SCA2005-71).

154. Toumelin, E. Limits of 2D NMR interpretation techniques to quantify pore size, wettability and fluid type: a numerical sensitivity study / E. Toumelin, C. Torres-Verdin, B. Sun, K.-J. Dunn // SPE Journal. - 2006. - V. 11. - № 3. - P. 354 - 363.

155. Treiber, L. E. A laboratory evaluation of the wettability of fifty oil-producing reservoirs / L. E. Treiber, D. L. Archer, W. W. Owens // Society of Petroleum Eng Journal. - 1972. - V. 12. - № 6. - P. 531 - 540.

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

157. Wang, D. Wettability survey in Bakken shale using surfactant formulation imbibition / D. Wang, R. Butler, J. Zhang, R. Seright // paper of 18-th SPE Improved Oil Recovery Symposium, 2012 (14 - 18 April, Tulsa Oklahoma, USA). - 13 P. (SPE 153853).

158. Washburn, E. W. The dynamics of capillary flow / E. W. Washburn // Physical Review. - 1921. - V. 17. - № 3. - P. 273 - 283.

159. Washburn, K. E. A new laboratory approach to shale analysis using NMR relax-ometry / K. E. Washburn, J. E. Birdwell // paper of Unconventional Resources Technology Conference, 2013 (12 - 14 August, Denver, Colorado, USA). - P 1775 -1782. (URTeC 1581494).

160. Washburn, K. E. Updated methodology for nuclear magnetic resonance characterization of shales / K. E. Washburn, J. E. Birdwell // Journal of Magnetic Resonance. - 2013. - V. 223. - P. 17 - 28.

161. Williams, C. The determination of wettability by hydrocarbons bf small particles by deuteron TIP measurement / C. Williams, B. M. Fung // Journal of Magnetic Resonance. - 1982. - V. 50. - P. 71 - 80.

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

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

164. Zhang, X. Wettability effect of coatings on drag reduction and paraffin deposition prevention in oil / X. Zhang, J. Tian, L. Wang, Z. Zhou // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2002. - V. 36. - № 10. - P. 87 - 95.