Структуризация остаточной нефтенасыщенности для обоснования технологии доизвлечения нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Ахметова Зиля Рашитовна

• Ахметова Зиля Рашитовна
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Ахметова Зиля Рашитовна

ОГЛАВЛЕНИЕ

СТР.

ВВЕДЕНИЕ

1.Современное состояние и перспективные направления выработки 10 остаточных запасов нефти

1.1 Природное нефтенасыщение пластов

1.2Нефтенасыщение разрабатываемых пластов

1.3 Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов

1.3.1 Распределение остаточной нефти в пласте

1.3.2 Виды остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов

1.3.3 Влияние геолого-физических факторов на эффективность 35 технологий доизвлечения нефти

1.5 Способы оценки остаточной нефтенасыщенности заводненный 44 пластов

1.5.1 Динамические модели остаточной нефтенасыщенности

Выводы по разделу

2. Геолого-промысловая характеристика объекта исследования 52 2.1 Геологическое строение объекта исследования

2.1.1 Нефтеносность и геологическое строение пласта АВ1

2.1.2 Физико-литологическая характеристика пласта АВ1 54 2.2Текущее состояние разработки объекта исследования 61 2.3 Анализ выработки запасов нефти 65 Выводы по разделу

3.Методические принципы определения и структуризации остаточной 73 нефти

3.1 Выделение основных типов остаточной нефти

3.2 Влияние структуры порового пространства пород-коллекторов на 79 процесс вытеснения нефти водой

3.2.1 Анализ результатов лабораторных определений остаточной 79 нефтенасыщенности

3.2.2 Дифференциация результатов определений остаточной

нефтенасыщенности по коллекторским свойствам

3.3 Определение прочно связанной остаточной нефти на основе 93 лабораторного исследования керна

3.4 Вычисление условно подвижной капиллярно-защемленной 99 остаточной нефти

Выводы по разделу

4. Моделирование капиллярно-защемленной остаточной 104 нефтенасыщенности заводненного неоднородного пласта

4.1 Результаты расчетов среднего коэффициента капиллярно- 106 защемленной остаточной нефтенасыщенности для однородного и частично неоднородного пластов

4.2 Исследование влияния неоднородности по толщине пласта на 123 распределение капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности

4.3 Исследование влияния технологий разработки на капиллярно- 131 защемленную остаточную нефтенасыщенность реального неоднородного заводненного пласта

Выводы по разделу

5. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность России вступила в сложную стадию: большинство крупнейших месторождений нефти находятся на позднем этапе разработки и характеризуются низкими дебитами и обводненностью.

Увеличение добычи нефти возможно за счет освоения новых месторождений и интенсификации добычи на месторождениях, уже находящихся в промышленной разработке. Интенсификация добычи технически сложнее, но экономически выгоднее освоения новых месторождений, при реализации которой большую роль играет увеличение нефтеотдачи пласта.

Запасы, которые остались в обводненных пластах, являются важными ресурсами для доизвлечения нефти и относятся к категории трудноизвлекаемых, поскольку существующие технологии разработки, как правило, не могут обеспечить высокий конечный коэффициент нефтеизвлечения (КИН), меняющийся в широких пределах от 0,07 до 0,70 и зависящий от целого комплекса различных технологических и геологических параметров.

Нефтяной пласт представляет собой высокодисперсную систему с большой поверхностью границ раздела фаз и огромным скоплением капиллярных каналов, в которых движутся взаимно нерастворимые жидкости, образующие мениски на границе раздела фаз. Поэтому закономерности движения нефти и воды в пласте и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются капиллярными и молекулярно-поверхностными явлениями, происходящими на поверхности контакта взаимодействующих фаз. Таким образом, интенсификация добычи нефти должна опираться на углубленное изучение закономерности движения

флюидов в пласте.

3

Пласт АВ1 Ватинского месторождения, выбранный в качестве объекта исследования, является характерным примером месторождения со сложным геологическим строением. Принципиальные выводы и методические решения, сделанные в результате изучения выбранного объекта, во многом будут справедливы и для других.

Решение вопроса о выборе методов увеличения нефтеотдачи пластов для довытеснения остаточной нефти очевидно необходимо строить на базе экспериментальных исследований, позволяющих оценить формы и состояние остаточных запасов, макро- и микронеоднородность продуктивных пластов, распределение пор по размерам, соотношение капиллярно-защемленной и адсорбированной нефти.

Знание об остаточной нефтенасыщенности и ее структуре является актуальным на сегодняшний день, поскольку позволяет правильно спрогнозировать остаточные запасы нефти, характер их распределения и степень подвижности, что особенно важно при выборе технологии доизвлечения и внедрения новых или повышения эффективности существующих технологий. Это и определяет актуальность темы диссертационной работы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Структуризация остаточной нефтенасыщенности для обоснования технологии доизвлечения нефти»

Цель работы

Структуризация остаточной нефтенасыщенности по видам и степени подвижности, а также прогнозирование распределения ее в объеме залежи для обоснования технологий доизвлечения запасов остаточной нефти из обводненных пластов.

Основные задачи исследования

1. Определение характера изменения структуры нефтенасыщенности разрабатываемых пластов под действием технологических факторов.

2. Обоснование структуры остаточных запасов в заводненных неоднородных пластах и выделение отдельных видов остаточной нефти. Структуризация остаточной нефтенасыщенности по видам и степени подвижности.

3. Оценка влияния технологий разработки на формирование участков с увеличенным значением остаточной нефтенасыщенности для заводненного неоднородного пласта.

4. Выявление закономерностей распределения остаточной нефти на заводненном участке в зависимости от системы разработки и режима эксплуатации скважин.

Объект исследования

Обводненные терригенные отложения пласта АВ1 месторождений Западной Сибири.

Методы решения поставленных задач

Лабораторные исследования керна и моделирование заводнения, методы статистического анализа результатов лабораторных экспериментов, а так же методы анализа разработки и геолого-гидродинамического моделирования.

Научная новизна работы

1. Для изучаемого пласта проведена структуризация остаточной нефтенасыщенности по видам и степени подвижности в заводненных неоднородных пластах.

2. На основе полученных результатов лабораторных исследований осуществлено разделение остаточной нефтенасыщенности на прочно связанную и условно подвижную капиллярно-защемленную, установлены петрофизические связи компонентов остаточной нефтенасыщенности с коллекторскими свойствами с дифференциацией по литологическому типу.

3. На основе использования нестандартной гидродинамической модели и установленных петрофизических связей компонентов остаточной нефтенасыщенности с фильтрационно-емкостными свойствами породы определены закономерности влияния неоднородности продуктивного пласта и системы добычи на распределение остаточной нефти.

4. Для изучаемого пласта получены данные о распределении условно подвижной капиллярно-защемленной остаточной нефтенасыщенности при условии изменения проектной системы разработки, отключения скважин, интенсификации добычи.

Практическая значимость работы

1. Применительно к объекту исследования впервые проведена детальная структуризация остаточной нефтенасыщенности, которая позволила разделить ее по степени подвижности на прочно связанную и условно подвижную капиллярно -

защемленную, что позволяет учитывать локализацию компонентов остаточной нефти в объеме залежи.

2. Количественная оценка влияния геолого-физических и техногенных факторов позволяет выбирать объекты для последующего целенаправленного воздействия для доизвлечения остаточной нефти.

3. Установленный характер распределения остаточной нефти обеспечивает возможность построения топологии системы доизвлечения нефти и контроля за степенью выработки запасов.

4. Полученные результаты и закономерности могут служить основанием для разработки новых и повышения эффективности существующих технологий доизвлечения остаточной нефти.

5. Ценность полученных знаний заключается в пополнении ресурсной базы для доизвлечения остаточной нефти, а также могут быть использованы исследовательскими институтами и производственными организациями при анализе и проектировании разработки месторождений.

Защищаемые положения

1. Методика структуризации остаточной нефтенасыщенности по видам и степени подвижности в неоднородных заводненных пластах, основанная на использовании результатов комплексного изучения по данным анализа керна и моделирования заводнения в лабораторных условиях.

2. Методика адресного моделирования остаточной нефтенасыщенности, позволяющая продемонстрировать на примере заводненного участка пласта АВ1 , распределение условно подвижной остаточной нефти с максимальной концентрацией в межскважинном пространстве.

3. Результаты анализа технологических возможностей доизвлечения остаточной нефти путем регулирования системы разработки и режимов работы скважин в неоднородном заводненном пласте, позволяющие вовлекать остаточную нефть в доразработку.

Научные публикации результатов работы

По теме диссертации автором опубликовано 13 печатных работ, результаты диссертации отражены в пяти статьях и восьми докладах на различных конференциях, в том числе две статьи в изданиях, включенных в «Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК.

Апробация работы

Основные положения и результаты, полученные в диссертационной работе, докладывались и обсуждались на следующих семинарах, конференциях и симпозиумах:

1. 52-ая научная конференция «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук», МФТИ, 2009г.;

2. VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2010г.;

3. X конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанные с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, г.Ханты-Мансийск, 2010г.

4. Всероссийская конференция с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа» -Москва, 2011г.

5. IX Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012г.

6. XIII Конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанные с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры Ханты-Мансийск, 2013г.

7. Международная научно-техническая конференция Геопетроль, Закопане (Польша) 2014г. Miedzynarodowa KonferencjaNaukowo-Techmczna Geopetrol 2014 «Poszukiwania i eksploatacja zl6z гору naftowej i gazu ziemnego -

nowe technologie, nove wyzwania»; Instytut Nafty I Gazu Panstwowy Instytut Dadawczu, Rrakow, 2014.

8. V Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П.Крылова», 2015г.

В полном объеме результаты работы докладывались на семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений в 2013, 2015 и 2016 годах.

Реализация результатов работы в промышленности

Результаты диссертационной работы внедрены при выполнении работ по «Научному сопровождению разработки Южно-Охтеурского месторождения» (ООО «Южно-Охтеурское») в ОАО «НижневартовскНИПИнефть».

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Содержит 153 страницы машинописного текста, включая 70 рисунков, 17 таблиц и библиографический список использованной литературы из 157 наименований.

В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненные соискателем в период обучения в аспирантуре с 2009г. по 2013г. Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Автор выражает признательность заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений - профессору И.Т. Мищенко. Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю д.т.н., акад. РАЕН, профессору Н.Н. Михайлову, за постоянную поддержку и ряд ценных советов при выполнении работы. Автор также признателен начальнику отдела разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений ОАО «НижневартовскНИПИнефть» В.Г. Мухаметшину за содействие и полученный опыт, старшему научному сотруднику ИПНГ РАН Л.С. Сечиной за помощь при проведении экспериментов; В.И. Полищук за оказанную помощь при проведении моделирования на основе своего авторского программного продукта.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Исключительное значение нефти для народного хозяйства общеизвестно, поэтому потребность в ней постоянно возрастает. Увеличение добычи нефти возможно за счет освоения новых месторождений и интенсификации добычи на месторождениях, находящихся в промышленной разработке.

Интенсификация добычи технически сложнее, но экономически выгоднее освоения новых месторождений. При ее реализации большую роль играет увеличение нефтеотдачи пласта. Известно, что коэффициент извлечения нефти (КИН) меняется в широких пределах: от 0,07 до 0,70 и зависит от целого комплекса различных параметров как технологических, так и геологических [38, 49, 52, 78, 131].

Нефтяной пласт представляет собой высокодисперсную систему с большой поверхностью границ раздела фаз и огромным скоплением капиллярных каналов, в которых движутся взаимно нерастворимые жидкости, образующие мениски на границе раздела фаз. Поэтому закономерности движения нефти и воды в пласте и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются капиллярными и молекулярно-поверхностными явлениями, происходящими на поверхности контакта взаимодействующих фаз.Таким образом, интенсификация добычи нефти должна опираться на углубленное изучение закономерности ее движения в пласте, поскольку нефть, залегая в дисперсных или пористых горных породах, проходит через них в процессе добычи.

Обычно принято объяснять низкую нефтеотдачу геолого-физическими характеристиками пласта и, в первую очередь, его неоднородностью. Между тем немаловажную роль играют молекулярно-поверхностные явления, имеющие место на границах раздела фаз, особенно на поздней стадии разработки месторождения. Проблема повышения КИН продуктивных пластов требует детального изучения всех факторов, влияющих на извлечение нефти.

1.1Природное нефтенасыщение пластов

Нефтенасыщение, существующее в природных условиях, обуславливается совокупным действием всех процессов, происходящих в залежи в течение всей истории ее образования, развития и трансформации. В зависимости от геологических условий, степень насыщения нефтью продуктивных пластов колеблется в широких пределах и определяется степенью вытеснения первоначально содержащейся в пластах воды в процессе формирования залежи. Нефтенасыщение природных пластов, как правило, составляет от 30 до 90% порового объема. Природное нефтенасыщение в значительной степени определяется литологией коллектора и структурой порового пространства.

Помимо нефти, во внутрипоровом пространстве природных пластов находится остаточная вода, т.е. вода, не вытесненная из коллектора в процессе формирования залежи. Насыщение природных пластов остаточной водой определяется значениями удельной поверхности, размерами пор, их количеством, поверхностными свойствами и литологией. Остаточная вода может быть адсорбированной, капиллярной или содержаться в углах и тупиковых порах [63].

Разность объемов, занимаемых открытыми порами и остаточной водой, характеризует нефтенасыщенную емкость коллектора. Коэффициент нефтенасыщения характеризует отношение нефтенасыщенной емкости к объему открытого порового пространства коллектора.

Структура нефтенасыщения природных пластов определяется поверхностными свойствами, микро- и макронеоднородностью пластов и их литологическим составом. В однородных пластах влияние поверхностных свойств обусловлено, преимущественно, смачиваемостью поверхности для воды и нефти.

В гидрофильных породах имеется тенденция к заполнению мелких пор водой и к непосредственному контакту водной фазы с большей частью поверхности. В гидрофильных пластах вода образует на внутрипоровой поверхности непрерывную пленку, заполняет наиболее мелкие поры и участки пор. Нефть, как несмачивающая фаза, занимает центры наиболее крупных пор, а также

расширения средних поровых каналов. Такая структура природного нефтенасыщения формируется потому, что она наиболее выгодна энергетически. Любая нефть, попавшая в небольшие поры, должна быть вытеснена в центры более крупных пор за счет самопроизвольного впитывания воды при снижении энергии системы. В гидрофильных природных пластах нефть и вода образуют непрерывные фазы [48, 63, 71, 74].

В гидрофобных породах имеется преимущественная тенденция к заполнению нефтью более мелких пор и непосредственному контакту нефти с большей частью внутрипоровой поверхности. Нефть образует сплошную пленку на поверхности и заполняет мелкие поры и сужения пор. Остаточная вода является прерывной фазой и располагается в виде дискретных капелек в центрах поровых каналов.

В процессе образования нефтяных залежей некоторые компоненты нефти могут проникать через сплошную водную пленку и адсорбироваться на внутрипоровой поверхности, делая ее гидрофобизованной.

Так как внутрипоровая поверхность состоит из минералов с различными поверхностными, химическими и адсорбционными свойствами, то могут происходить существенные изменения смачиваемости в различных участках пор. Такие изменения формируют избирательную смачиваемость, при которой одна часть коллектора является сильно гидрофильной, а другая часть - сильно гидрофобной. В результате формируется избирательная структура распределения нефти и остаточной воды в природном коллекторе.

Иногда выделяют специальный тип избирательной смачиваемости -смешанную смачиваемость, при которой крупные поры, образующие сплошные пути, покрыты пленкой адсорбированной нефти, более мелкие поры насыщены водой и являются гидрофильными [149].

Помимо поверхностных свойств начальное распределение нефти и воды контролируется также и фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов и их литологией. Установлены устойчивые связи значений остаточной водонасыщенности со значениями логарифма проницаемости пласта и его пористости. В большинстве случаев наблюдается обратная зависимость

остаточной водонасыщенности от фильтрационно-емкостных свойств: с их уменьшением остаточное водонасыщение возрастает [121].

Коэффициент начального нефтенасыщения характеризует общую нефтесодержащую емкость коллектора, но не отражает структуру начальной нефтенасыщенности. В природных условиях основная часть нефти, заполняющей поровое пространство - подвижная. Неподвижная (связанная) нефть в природных условиях обуславливается нефтью замкнутой части порового объема (поры скелета, изолированные от проточных пор), адсорбированной на поверхности пор связанной нефтью и частично нефтью тупиковых, полупроточных пор. С ростом степени гидрофобизации объемы связанной нефти растут. Расчеты [73] показывают, что в большинстве случаев объемы неподвижной нефти в гидрофильных пластах не превышают 10 - 20 %.

В то же время имеющийся опыт разработки показывает, что остаточное после заводнения нефтенасыщение значительно больше указанных величин [63]. Последнее обстоятельство связано с усложнением структуры остаточного (неподвижного) нефтенасыщения в процессах заводнения пластов.

1.2 Нефтенасыщение разрабатываемых пластов

Большинство нефтяных месторождений разрабатываются с использованием заводнения. В процессе разработки природное равновесие, существующее в нефтенасыщенных пластах, нарушается. При отсутствии в природных пластах подвижной остаточной воды в процессе эксплуатации нефтенасыщенных пластов сначала добывается только нефть, затем происходит прорыв закачиваемой воды к добывающим скважинам и в процессе эксплуатации возрастает количество добываемой воды и уменьшается количество добываемой нефти.

В промысловой практике процесс продолжается до тех пор, пока водонефтяной фактор не будет настолько высок, что дальнейшая эксплуатация

скважин станет экономически нецелесообразной. Нефтенасыщение такого обводненного пласта характеризуется как остаточное.

В процессе заводнения гидрофильные и гидрофобные пласты проявляют себя различным образом [17, 110, 150]. В гидрофильных коллекторах вода (смачивающая фаза) занимает более мелкие поры и образует тонкую пленку на всех поверхностях породы. Нефть (несмачивающая фаза) занимает центры более крупных пор. Во время заводнения при умеренном отношении вязкости нефти к вязкости воды вода движется через пористую среду в довольно однородном фронте вытеснения. Нагнетаемая вода стремится впитаться в любые поры небольшого и среднего размера, двигая нефть в крупные поры, где она легко вытесняется. Впереди фронта движется только нефть.

Во фронтальной зоне каждый флюид движется через свою собственную сеть пор, но с некоторым количеством смачивающего флюида, расположенного в каждой поре. В этой зоне, где протекает как нефть, так и вода, часть нефти существует в непрерывных каналах с некоторыми тупиковыми ответвлениями, тогда как остаток нефти улавливается в разобщенных глобулах (ганглиях).

После того, как проходит фронт воды, почти вся остающаяся нефть неподвижна. Из-за такой неподвижности, в данном случае (гидрофильный коллектор), после прорыва воды добычи нефти практически нет. Разобщенная остаточная нефть существует в двух основных формах:

- небольшие глобулы в центре более крупных пор;

- более крупные образования нефти, распространяющиеся на многие поры, которые полностью окружены водой [17, 48, 63, 71, 114].

Большая часть пластовой нефти добывается до прорыва воды при небольшой дополнительной добыче после прорыва. После прорыва водонефтяной фактор (ВНФ) быстро возрастает. Так как после прорыва воды извлекается немного нефти, общая нефтедобыча, по существу, не зависит от объема нагнетаемой воды.

В гидрофобных коллекторах скелет породы преимущественно контактирует с нефтью. Нефть, в основном, обнаруживается в небольших порах в виде пленки на поверхности пород, тогда как вода располагается в центрах более крупных пор.

Пластовая вода, вероятно, располагается в виде дискретных капелек в центрах поровых каналов. Заводнение в гидрофобной породе гораздо менее эффективно, чем в гидрофильной. Когда процесс заводнения только начинается, вода образует непрерывные каналы через центры более крупных пор, толкая нефть вперед. Нефть остается в более мелких трещинах и порах.

С движением флюидов вода внедряется в более мелкие поры для образования дополнительных непрерывных каналов и, как следствие, происходит рост водонефтяного фактора. Когда образуется достаточное количество заполненных водой каналов, возникает неограниченный поток воды с низкой долей нефти. Нефтеотдача до прорыва воды относительно мала и большая часть нефти добывается после прорыва. Заводнение в гидрофобном коллекторе менее эффективно, поскольку нужно нагнетать больше воды, чтобы извлечь одинаковое количество нефти. Обнаружено, что остаточная нефть после заводнения заполняет более мелкие поры в виде непрерывной пленки на поверхностях пор и в виде более крупных целиков нефти, уловленной и окруженной водой [150]. В противоположность гидрофильному случаю, нефтедобыча сильно зависит от объема нагнетаемой воды.

Основные представления о нефтенасыщении разрабатываемых пластов сформировались на базе лабораторных исследований: насыщение при прорыве, практическое (как экономическое) остаточное и действительное остаточное насыщение. Все эти насыщения - средние в пределах всего керна (пласта), так как обычно в исследованиях заводнения насыщение изучается как функция поровых объемов нагнетаемой воды. Все три насыщения по существу равны в сильно гидрофильных системах с умеренным отношением вязкостей (нефти к воде).

Насыщения могут серьезно различаться, однако, в системах с промежуточной смачиваемостью и в гидрофобных или в гидрофильных пластах коллекторах с большим отношением вязкости нефти к вязкости воды.

Прорыв происходит, когда вода извлекается на выходном конце системы. Перед прорывом объем нефти добывается для каждого объема нагнетаемой воды, обеспечивая возможность наиболее эффективного вытеснения. Чем ниже

нефтенасыщение в коллекторе при прорыве, тем эффективнее в экономическом плане будет заводнение. После прорыва ВНФ непрерывно увеличивается (поэтому нужно нагнетать больше воды), и больше воды добывается для каждого дополнительного объема извлекаемой нефти. Когда ВНФ настолько высок, что заводнение становится не экономичным, система находится при практическом (экономическом) остаточном нефтенасыщении.

Существует общепринятая точка зрения, что практическое остаточное нефтенасыщение ниже в гидрофильных системах, например, больше нефти добывается в однородно гидрофильных системах, чем в однородно гидрофобной системе с той же геометрией пор [113, 151]. Когда достигается экономическая насыщенность в коллекторах с промежуточной смачиваемостью или в гидрофобных все же существует связанность большей части нефти по всей пористой среде. Можно продолжать добывать небольшие количества нефти при очень низком ВНФ, нефть больше добываться не будет, достигается действительное или конечное остаточное насыщение.

Конечное остаточное насыщение - насыщение после нагнетания большого количества поровых объемов воды - слабо зависит от смачиваемости. Оно немного ниже при почти нейтральной смачиваемости (более высокая нефтеотдача), но изменяется гораздо меньше, чем нефтенасыщение при прорыве и экономическое. Существует некоторое несоответствие, касающееся влияния смачиваемости, когда керн становится очень сильно гидрофильным по сравнению с умеренно смачиваемыми системами. Все три вида насыщения по существу одинаковы, так как после прорыва добыча нефти невелика.

Различными экспериментами подтверждено, что остаточное нефтенасыщение в сильно гидрофильной системе падает, остается тем же или возрастает в зависимости от таких переменных, как неоднородность, геометрия пор, скорость нагнетания и эффекты на входном и выходном концах.

Заметим, что обсуждаемые эффекты происходят при отношении вязкости нефти к вязкости воды от умеренного до низкого (порядка 1 - 10). Как отмечалось

раньше, остаточное нефтенасыщение при прорыве и остаточное нефтенасыщение экономическое возрастают, когда увеличивается вязкость нефти.

Отмеченные особенности нефтенасыщения разрабатываемых пластов не характерны для коллекторов, обладающих неоднородной смачиваемостью с изменениями предпочтительности смачивания на различных участках внутрипоровой поверхности. Дополнительное влияние смачиваемости на нефтенасыщение разрабатываемых пластов проявляется, когда коллектор обладает избирательной или смешанной смачиваемостью, где часть внутрипоровой поверхности - гидрофильная, а часть - гидрофобная.

В коллекторах со смешанной смачиваемостью истинная остаточная нефтенасыщенность гораздо ниже, чем ОНН в однородно смачиваемых коллекторах. В однородно смачиваемом керне фактическая ОНН достигает минимума, когда смачиваемость керна находится в диапазоне от нейтральной до слабо гидрофобной, где капиллярные силы малы. Когда тенденция к смачиваемости водой становится сильнее, ОНН возрастает, так как существует тенденция к изолированию нефти в более крупных порах. Так как система со смешанной смачиваемостью объединяет лучшие свойства гидро - и нефтефильных систем, она характеризуется низкой ОНН. По сравнению с гидрофильной системой защемление уменьшается в крупных гидрофобных порах, так как небольшие поры в системе со смешанной смачиваемостью заполнены водой [157] (рисунок 1.1).

В случае избирательной смачиваемости, когда гидрофильные и гидрофобные участки внутрипоровой поверхности не образуют сообщающихся систем для многих пор, особенности нефтенасыщения разрабатываемых пластов аналогичны пластам с однородной смачиваемостью.

Как уже отмечалось, указанные особенности нефтенасыщения разрабатываемых пластов установлены на основе лабораторного моделирования и характерны, в основном, для микромасштаба (десятки и сотни размеров пор).

В разрабатываемых пластах в целом особенности распределения остаточной нефти могут быть несколько иными.

К

он

0,4

0.3

0.15 0.1 0.05 0

Адсорбированная ОН, Кппп. 1лярио шщемлен]

пленочная о/ 0 и

О О о о °

о о о о О

о

л

иявм

-1.4 -1.2 -1 -о.в -0.6 -0.4 -0.2 о с.2 0.4 0.6 0.8 1

1Т8ВМ = -1 соответствует гидрофобной среде, 1Т8ВМ = 1 - гидрофильной

Рисунок 1.1 - Зависимость коэффициента остаточной нефтенасыщенности от величины смачиваемости скелета пористой среды

1.3 Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов

1.3.1 Распределение остаточной нефти в пласте

На завершающей стадии разработки нефтяного пласта остается значительное количество остаточной нефти. Природа остаточной нефти разнообразна. Выделяют два основных класса остаточных нефти (ОН): ОН макроуровня и ОН микроуровня. ОН макроуровня - это целики, различного рода непромытые пропластки, застойные зоны, линзы. Остаточная нефть, содержащаяся в них, сохраняет свои исходные свойства. ОН микроуровня - это пленочная нефть, адсорбированная на поверхности пористой среды, и капиллярно-защемленная ОН, находящаяся в пористой среде в виде капель и глобул, которые отделены от скелета пористой среды пленкой воды.

Важное отличие остаточных нефти первого класса от второго заключается в том, что если целики являются частями залежи, не затронутыми заводнением или слабо затронутыми, то ОН микроуровня, наоборот, образуются только в заводненных частях пласта. В реальных неоднородных разрабатываемых пластах

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ахметова Зиля Рашитовна, 2016 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Авторский надзор за реализацией проекта разработки Ватинского месторождения. ОАО «ВНИИнефть», М. 2008.

2 Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976.-216с.

3 Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. - М.: Недра, 1994. - 308 с.

4 Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М: Гостоптехиздат. - 1962. - 572 с.

5 Анализ выполнения проектных показателей за 2014г. и разработка мероприятий по реализации проектных решений на 2015г. по ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Том 2. Ватинское месторождение. Ответственный исполнитель: В.Г. Мухаметшин, ОАО «НижневартовскНИПИнефть», 2015г.

6 Асташкин Д.А. Влияние структурно-текстурных особенностей строения пород на фильтрационно-емкостные и петрофизические свойства // Геология нефти и газа.-2004.-№1.-С.14-22.

7 Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М., Недра. 1973.

8 Балин В.П., Мохова Н.А. Определение коэффициента вытеснения нефти водой с использованием метода стабилизации расчетных параметров (на примере пластов группы АВ1-2 Нижневартовского района). Нфтепромысловое дело, 10. М. ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014г.

9 Басниев К.С., Власов А.М., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1986, 303 с.

10 Бахвалов Н.С., Н.П. Жидков, Г.М. Кобельков. Численные методы. М.: Наука, 1987.

11 Боганик В. Н., Медведев А. И., Григорьев С. Н. Обобщение промыслово-геофизической информации и создание эффективной методики для

выдачи заключения по каротажу. М.: ВНИИОЭНГ, Обзорн. Информ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика, 1995.

12 Вапник В.Н. Восстановление зависимостей по эмпирическим данным. М., Наука, 1979.

13 Гарипов О.М., Лукин А.Е. Постседиментационные преобразования и их роль в формировании нефтяных месторождений. Труды СИБНИИНП, Тюмень, 1992г.

14 Геология нефти (справочник). Т.2, кн.1. Нефтяные месторождения СССР. М.: Недра, 1968г.

15 Гидрогеология СССР. Том 16, М., "Недра", 1970г.

16 Гиматудинов Ш.К. О природе поверхности минералов нефтесодержащих пород. - Добыча нефти и газа. 1963/7, стр.37 - 42.

17 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1981г.

18 Глущенко В.Н. и др. Повышение эффективности методов интенсификации добычи нефти с использованием химических реагентов, ИНТЕРВАЛ, № 6-7, 2003, с.53-54.

19 ГОСТ Р51858-2002 Нефть. Общие технические условия. Госстандарт России. Москва. 2002г.

20 Гриффитс Дж. Научные методы исследования осадочных пород. М.: «Мир», 1971, 491 с. с ил.

21 Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. М.: Недра, 1970, с.208.

22 Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1985-223с

23 Гутман И.С., Брагин Ю.И., Бакина В.В., и др. Детальная корреляция для построения трехмерных геологических моделей залежей УВ.: учеб. пособие к лаб. работам по курсу «Нефтегазопромысловая геология». Ч. 1. РГУ нефти и Гиза им. И.М. Губкина. - М: Нефть и газ, 2001 - 79 с: ил.

24 Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М., "Недра", 1975, 344с.

25 Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: «Недра», 1972. - 365 с.

26 Девликамов В.В. и др. Влияние градиента давления на вытеснение нефти с аномальными свойствами. Нефтяное хозяйство, 1982, №3, с. 48-50.

27 Джемесюк А. В., Михайлов Н.Н. О распределении капиллярно-защемленной остаточной нефти в пласте// Известия Вузов, серия: Нефть и Газ, №2. Баку, 1990, с.14-18.

28 Джемесюк А.В. Разработка гидродинамических моделей распределения и доизвлечения остаточной нефти в гидрофильных пластах: Автореф. дис. к-та техн. наук. М., 1996.

29 Джемесюк А.В., Михайлов Н.Н. Гидродинамические исследования распределения остаточной нефтенасыщенности в гидрофильном пласте и обоснование технологий доизвлечения остаточной нефти// Всероссийская научная конференция «Фундаментальные проблемы нефти и газа», Москва, 22-25 января 1996г., тезисы докладов.

30 Джемесюк А.В., Михайлов Н.Н. Гидродинамические модели распределения остаточной нефти в заводненных пластах // Изв. АН СССР, сер. «Механика жидкости и газа», 2000, №3, с.98-104.

31 Дмитриевский А. Н., Кольчицкая Т. Н., Михайлов Н. Н. И др. Анализ структуры и подвижности остаточных запасов на обводненных площадях Талинского месторождения. М.: 2001, 152 с.

32 Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. М.: «Недра», 1991. - 368 с.

33 Дополнение к проекту разработки Ватинского месторождения (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»). Протокол заседания ЦКР Роснедр по УВС №5000 от 22.12.2010г.

34 Дроздов В.А., Дворак С.В., Ильин В.М., Сонич В.П.Остаточная нефтенасыщенность коллекторов месторождений Ноябрьского района. Нефтяное хозяйство, 1991/4, стр. 19 - 21.

35 Забродин П.И., Касов А.С., Ковалев А.Г. Влияние начальной водонасыщенности продуктивных отложений на эффективность вытеснения нефти водой. Нефтяное хозяйство, 1985/1, стр. 29 - 31.

36 Золоев О.Т. Влияние вещественного состава продуктивных пород и свойств флюидов на вытеснение нефти водой. -М., ВНИИОЭНГ. -1980. -40 с.

37 Золоева Г.М. Влияние коллекторских свойств на извлечение нефти в условиях жесткого водонапорного режима. Геология нефти и газа, № 10, 1984, стр. 30 - 33.

38 Ибрагимов Л.Х, Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М.: Наука, 2000. - 414 с., табл. 56. ил. 169.

39 Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М., Недра, 1976.

40 Иванова М.М., Григорьева В.А., Лысенко В.Д., Михайлов Н.Н., Пименов Ю.Г., Чарыков В.Ф. Особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. М., ОАО ВНИИОЭНГ, 1996.

41 Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. 2-е изд. - М.: Недра, 1992.

42 Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 414 с.: ил.

43 Иванова М.М., Чоловский И.П., Гутман И.С. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М.: Нефть и газа, 2002 г. - 445.

44 Исследования влияния химического состава прокачиваемой через пористую среду воды на фильтрационные свойства породы. Отчет СибНИИНП., Тюмень, 1992.

45 Каналин В.Г, Ованесов М.Г, Шугрин В.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. - М.: Недра, 1985.-247 с., 31 ил.

46 Киселев А.Б. и др. О структуре пленочной воды на поверхности кристаллов слюды. Поверхностные силы в тонких пленках и устойчивость коллоидов. М., Наука,1974, с. 69-70.

47 Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. - М.: Недра, 1975, 678 с.

48 Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: «Недра», 1987. -270с.

49 Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М., Недра, 1974. -192 с.

50 Латышева М.Г., Вендельштейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпритация материалов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1975, 272 с.

51 Ледовская Т.И., Щемелинин Ю.А., Квеско Б.Б. Влияние структуры порового пространства пород-коллекторов на процесс вытеснения нефти водой.

52 Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. - М.: Недра, 1996.

53 Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Екатеринбург, «Путиведъ», 2000. - 206 с.

54 Максимов М.М., Рыбацкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки месторождений. М.: Недра, 1976. -264 с.

55 Мамуна В.Н. и др. Экспериментальное исследование пластовых нефтей.- М.: ГОСИНТИ.-1960.-143 с.

56 Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. — М: Недра, 1977. — 215 с.

57 Мелик-Пашаев В.С., Халимов Э.М., Серегина В.Н. Аномально высокие пластовые давления на нефтяных и газовых месторождениях. М., Недра, 198. - 181 с.

58 Методические указания по построению постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Геологические модели). Том 1, 1-я ред. Под ред. Закревского К.Е. Авт.

коллектив: Авербух А.Г., Билибин С.И., Величкина Н.Ф., Гутман И.С., Денисов С.Б., Дьяконова Т.Ф. и др. М.: 2001.

59 Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91. ВНИИнефть, Москва, 1991.

60 Методическое руководство по проектированию разработки нефтяных и газовых месторождений. Вестник ЦКР Роснедра. М, МИНТОПЭНЕРГО, 1/2007.

61 Механизм действия потокоотклоняющих технологий /Петрова Л. М., Абакумова Н.А., Фосс Т.Р., Романов Г. В. //Нефт. хоз-во. — 2007. —№12.- С. 64— 67.

62 Митрофанов В.П., Злобин А.А. Остаточное нефтенасыщение промытых частей карбонатных залежей // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-2001.-№1.-С.36-41.

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

64 Михайлов Н.Н. и др. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасы-щенности. М.: Наука, 1993.-173 с.

65 Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. - М.: Недра, 1987. - 152 с.

66 Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996 - 339 с.

67 Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы доизвлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Нефтяное хозяйство, 1997/11, стр.14 -17.

68 Михайлов Н.Н., Варламов Д., Кленков К. Моделирование влияния системы расстановки скважин на остаточное нефтенамыщение заводненных пластов. «Бурение и нефть», 2004г., №1, стр. 13 - 15.

69 Михайлов Н.Н., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения по данным изучения динамики проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт. // Усовершенствование методов изучения

месторождений с целью увеличения нефтегазоотдачи пластов. Губкинские чтения. М.: Недра, 1982, стр. 55 - 62.

70 Михайлов Н.Н., Глазова В.М., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону: Обзорная информация сер. Нефтепромысловое дело - М.: ВНИИОЭНГ, 1983, вып. 22, 73с.

71 Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В. Изучение капиллярно -защемленной остаточной нефтенасыщенности. // Технология и техника методов повышения нефтеконденсатоотдачи пластов. Сборник научных трудов. М.:, МИНГ (Московский институт нефти и газа им. И.М. Губкина), вып. 199, 1987, стр. 66 -71.

72 Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В. Изучение структуры извлекаемых запасов в области, удаленной от скважины// Сб. тезисов докладов Всесоюзной конференции "Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР". - М., 1986, ч.1, с.187.

73 Михайлов Н.Н., Джемесюк А.В., Кольчицкая Т.Н., Семенова Н.А. Изучение остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов. / М.: ВНИИСЭНГ, 1990. 60 с. (Обзор информ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений).

74 Михайлов Н.Н., Кольчицкая Т.Н., Джемесюк А.В., Семенова Н.А. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности. - М.: Наука, 1993. - 173 с.

75 Михайлов Н.Н., Кольчицкая Т.Н., Семенова Н.А. Роль концевых эффектов в формировании целиков остаточной нефти. Бурение и нефть, 2002/8, стр. 14 - 17.

76 Михайлов Н.Н., Сечина Л.С., Язынина И.В. Физико-технологические свойства нефтегазовых пластов: Сб. лаб. работ. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - 58 с.

77 Михайлов Н.Н., Чирков М.В. Обобщенная модель кинетики поражения пласта в процессе разработки залежи // Специализированный журнал Бурение & Нефть. — 2009. — № 2. — С. 32-33.

78 Мищенко И.Т., Кондратюк Н.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - М.: Нефть и газ, 1996, - 190 с.

79 Моисеев В.Д. Методика оценки остаточной нефтенасыщенности по кривым капиллярного давления. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2003. -№3. -С.36 -38.

80 Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник: Под ред. М.М. Ивановой / 2-е изд. - М.: АО «АВАНТ», 1994.

81 Новикова О.В. Критерии изучения структуры остаточной нефти на Таллинском месторождении. // Геология нефти и газа. -2002.-№5.-С.47-52.

82 О фазовых переходах в остаточной нефти и связанной воде /Ревизский Ю.В., Шайхлисламова А. С, Давиденко Н.В., Максутов Р.А. //Нефт. хоз-во. — 2000, с. 47—50.

83 Ованесов ГЛ., Халимов Э.М. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1973.

84 Ольховская В.А. Повышение эффективности форсированного отбора жидкости по залежам со средневязкими нефтями на примере месторождений Куйбышевской области: Дис. канд. техн. наук. — Самара: СамГТУ, 1994.—206 с.

85 Ольховская В.А., Баландин Л.Н., Борисевич Ю.П., Краснова Г.З. Корреляция свойств извлекаемой нефти с особенностями поведения пластовых систем.- Нефтепромысловое дело, 2008, №9, с. 21-29.

86 Орлов Г. А., Кендис М. Ш., Глущенко В. И. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. — М.: Нед-ра, 1991.-224 с.

87 Орлов Л.И. Некоторые результаты изучения распределения воды в ненасыщенных песчаниках. Нефтепромысловое дело,1963, №11, с.9-11.

88 Отраслевой стандарт. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Разработан под

руководством М.Д.Розенберга. - М.: Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИ), 1986.

89 Отраслевой стандарт. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при стационарной фильтрации. / Исполнители: А.Г. Ковалев, А.М. Кузнецов, В.П. Юрчак и др. М., типография Миннефтепрома, 1989, 36 с.

90 Отраслевой стандарт. ОСТ 153-39.2-048-2003. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей./ РАЗРАБОТАН под руководством Ашмян К.Д. - ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени акад. А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»), 2003.

91 Отчет о научно-исследовательской работе "Специальные исследования кернов месторождений ОАО «Славнефть-Мегионефтегаз»" Москва 2007 г. Мытищинская геофизическая экспедиция.

92 Отчет Комплексные исследования кернов месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ВНИИнефть, 2007г.

93 Отчеты по исследованиям керна «Мегионнефтегаз» 200г.

94 Пантелеев А.С. Особенности фильтрации флюидов в низкопроницаемых карбонатных коллекторах. Геология нефти и газа, №8, 1985, стр. 10 - 12.

95 Подсчёт начальных геологических и извлекаемых запасов нефти, растворенного газа и других компонентов, технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения и построение трёхмерной постоянно действующей геолого-гидродинамической модели Ватинского месторождения, М, ОАО «ВНИИнефть», 2005г.

96 Разработка нефтяных месторождений: Под ред. Н.И. Хисамутдинова и Г.3. Ибрагимова. - М.:ВНИИОЭНГ, 1994. - Т. I. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии.

97 Разработка программы геолого-технических мероприятий и по контролю над эксплуатацией Аганского, Ватинского, Северо-Покурского,

Мегионского месторождений ОАО «СН-МНГ», ОАО

«НижневартовскНИПИнефть», 2008г.

98 РД 153-39.0-110-01 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».

99 Ревенко В. М. , Л. С. Бриллиант, И. В. Шпуров Проблемы и перспективы разработки Самотлорского нефтегазового месторождения/ В материалах совещания «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения » (Альметьевск, 1995 г.) -М.: ВНИИОНГ,1995.- с. 308-323.

100 Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П, Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов. —М: ООО "Недра—Бизнесцентр'', 2002. -317с.

101 Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и нефтегазовых месторожде-ний. РД 153-39.0-04700. Вторая редакция. М.: - Минтопэнерго, 1999. - 129 с.

102 Русанов А.И. Фазовые равновесия и поверхностные явления. Л., Химия, 1967. -388 с.

103 Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Диапазон значений физико-химических свойств проб нефти по залежи на месторождениях Западной Сибири. - Вестник недропользователя, 2008, №19, с. 29-33.

104 Специальные литолого-петрофизические исследования керна, отобранного из различных скважин ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», с целью определения его гидродинамических и деформационных свойств. ООО «Сибгеоцентр», Тюмень, 2005г.

105 Специальные литолого-петрофизические исследования керна, отобранного из различных скважин ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ» с целью определении его гидродинамических деформационных свойств. «ООО Сибгеоцентр». Книга 13. Тюмень 2003г.

106 Справочник по нефтепромысловой геологии. Быкова Н.Е. и др. -М.: Недра.- 1981. -525 с.

107 Спутник нефтегазопромыслового геолога: Под ред. И.П. Чоловского. -М.: Недра, 1978.

108 Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. - М: Недра, 1974. - 224 с.

109 Сургучев М. Л., Горбунов А. Т., Забродин Д. П. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991, - 347 с.

110 Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1985.

111 Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1968.

112 Сургучев М.Л. О рациональных условиях эксплуатации обводненных скважин. //Труды Гипровостокнефти. Куйбышев, 1962, вып. 9.

113 Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Ндра, 1984г.

114 Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах. Нефтяное хозяйство, 1988/9, стр. 31 -36.

115 Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. М., "Недра", 198г.

116 Танкаева Л.К., Дмитриевский А.Н., Сечина Л.С., Приваленко Н.В. Способ определения степени гидрофобизации поверхности пор. Авторское свидетельство № 1022005, Бюллетень изобретений № 21, 1983.

117 Танкаева Л.К., Сечина Л.С., Приваленко Н.В. К методике гранулометрического анализа. Геология нефти и газа. № 11, 1983 г.

118 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. Москва, Недра, 1985г.

119 Титов В.И., Жданов С. А. Изменение состава пластовых нефтей при разработке месторождений (Обзор) - Нефтяное хозяйство, 1988, № 8, с. 26-28.

120 Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. Пермь, пермск. книжное изд-во, 1975, 198 с.

121 Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М.: «Недра», 1979 г. - 199 с.

122 Тульбович Б.И. Нефтенасыщенность и коллекторские свойства терригенных пород некоторых месторождений Пермской области. - Геология нефти и газа, 1975/1.

123 Уточненный проект разработки Ватинского месторождения. -ОАО «ВНИИнефть». Москва, 2006.

124 Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения // Компания «ПетроАльянс Сервисис Компании Лимитед», ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр», ОАО «Центральная геофизическая экспедиция», ОАО «НижневартовскНИПИнефть». - Москва-Тюмень, 2005. XIV томов.

125 Фролов В.Т. Литология. В 3-х книгах. М.: Издательство МГУ, 1992 г.

126 Хавкин А.Я. О роли дисперсности системы нефть - вода - порода в процессах вытеснения нефти из пористых сред. Сер. «Академические чтения», вып. 19. - М.: Нефть и газ, 1998. - 64 с.

127 Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде // Обзорная информация. Сер. Геология, геофизика, разработка нефт. м-ний. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991г.

128 Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. -М.: Недра.-1987.-

129 Халимов Э.М. Анализ структуры запасов нефти для планирования ее добычи. «Нефтяное хозяйство», 1979, №6.

130 Халимов Э.М. Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений. Избранные труды (1958 - 2000 гг.). М.: ИГиРГИ. 2001 г., 656 с.

131 Халимов Э.М. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкнигоиздат, 1966

132 Халимов Э.М., Ромашова И.И., Черницкий А.В. Изучение структуры запасов нефтяных месторождений, разрабатываемых при заводнении. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 40 с.

133 Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М.: «Недра», 1976, - 295 с.

134 Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.:Недра, 1969.-386с.

135 Хисамов Н.С., А.А. Газизов, А.Ш. Газизов. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием, Москва, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.

136 Хисамутдинов Н. И., Хасанов М. М. и др. Разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОУЭНП, 1994. - Т. 1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии.

137 Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации продуктивных пластов. Нефтяное хозяйство, 1997 г., № 9, стр. 52-58.

138 Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е., Дроздов В.А. Условия формирования остаточной нефти в полимиктовых коллекторах при их заводнении. Нефтяное хозяйство, 1997 г., № 9, стр. 40 - 46.

139 Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977 г. - 208 с.

140 Чоловский И.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога. М.: Недра, 1989. - 375с.

141 Чоловский И.П. и др. Методы геолого-промыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. 2-е изд., - Элиста: АПП «Джангр», 1996.

142 Шейх-Али Д.М. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. - Уфа: изд. БашНИПИнефть, 2001. -140 с.

143 Ширеев А.И., Тронов В.П. и др. Основные факторы, влияющие на повышение устойчивости эмульсий на поздней стадии разработки месторождений.- Нефтяное хозяйство, 1998, № 12, с. 20-21.

144 Щелкачев В.Н, Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. - 736 с.

145 Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения. - Нефтяное хозяйство, 1974, № 6, с. 35-39.

146 Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: «Недра», 1978. - 215 с.

147 Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. -«ГОСТОПТЕХИЗДАТ», Ленинград, 1963. - 350 с.

148 A.Arriole. Trapping of oil drops in a noncircular pore throat. Soc.Petrol. Eng. J. 1983, Febr. P.99-114.

149 Amaefule J.O., Handy L.L. The effect of interfacial tensions on relative oil/water permeabilities of consolidated porous media // Ibid. 1982. Vol. 22. № 22.

150 Andersen W.G. Wettability literature survey Part 1. Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability // JPT. 1986/ Vol. 38, № 10. P. 1125 -1144.

151 Andersen W.G. Wettability Literature Survey. Part 6. The effects of wettability on waterflooding // JPT. 1987. Vol. 39, № 12. Р. 1605 - 1622.

152 Chatzis I., Morrow N.R. Correlation of Capillary Number Relationships for Sandstones//SPEJ, October 1984. P.555-62.

153 Chatzis I., Morrow N.R., Lim H.T. Magnitude and Detailed Structure of Residual Oil Saturation // SPE/DOE Third Joint Symposium on Enhanced Oil Recovery of SPE, Tulsa (Okla), April 4 7, 1982, pp.111-121.

154 Dependence of Waterflood Remeining Oil Saturation on Reative Permability, Capillary Pressure, and Reservoir Parameters in Mixed Wet, Turbidite Sands. G.J. Hirasaki, SPE, Rice University. Copyring 1995, Society of Petroleum Engineers, Inc.

155 Murphy R.P., Foster G.T., Owens W.W. Evaluation of Waterflood Residual Oil Saturations Using Log-Inject-Log Procedures. //The Journal of Petroleum Technology. - 1977. - V 29. - N 2. - P. 178 - 186.

156 Pack A., Devier C.A. Improved oil saturation data using sponge core barrel // Proc. Open. Symp. Tulsa (Okla), 1083. P. 20 - 29.

157 Rathmel J.J., Braun P.H., Perkins T.K. Reservoir waterflood residual oil saturation from laboratory tests // JPT. 1973. Febr. P. 175 -185.