Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Петрофизическне исследования динамических особенностей структуры порового пространства пород-коллекторов в связи с проблемами нефтеизвлечения (на примере залежей Пермского Прикамья)

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Петрофизическне исследования динамических особенностей структуры порового пространства пород-коллекторов в связи с проблемами нефтеизвлечения (на примере залежей Пермского Прикамья)"

На правах рукописи

гге ОД - э К.0Н ¿300

Хижняк Григорий Петрович

Петрофизические исследования динамических особенностей структуры порового пространства пород-коллекторов в связи с проблемами нефтеизвлечения (на примере залежей Пермского Прикамья)

Специальность: 04.00.12 -Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Пермь 2000

Работа выполнена на кафедре "Разработка нефтяных и газовых ' месторождений" Пермского государственного технического университета и в ОАО ПермНИПИнефть.

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Шурубор Ю.В.

Официальные оппоненты: заслуженный деятель науки РФ, доктор

технических наук Маловичко A.A.

кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Сиротенко JI.B.

Ведущее предприятие: ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ", Пермь

Защита диссертации состоится^?ЧилА-Л 2000 г. в /Г часов на заседании диссертационного совета К 063.66.05 в Пермском государственном техническом университете по адресу: 614600, г. Пермь, ГСП-45, ул. Комсомольский проспект, 29а.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Пермского государственного технического университета.

Автореферат разослан "/У 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических

наук, доцент Наборщиков В.П.

CsУТЛ. V — Г)

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

В диссертации обобщены результаты 25-летней работы соискателя в лаборатории исследований пород и флюидов института ПермНИПИнефть. Лаборатория решает задачи петрофизического обеспечения подсчета запасов и разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Значительная часть этих задач связана с нахождением петрофизических зависимостей, необходимых для геологической интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС). Уже в середине 1980-х годов лаборатория приступила к изучению возможностей использования данных ГИС для определения проницаемости пород-коллекторов и коэффициента нефтевытеснения, т.е. занялась задачами интерпретации данных ГИС, разработка методов решения которых до сих пор остается серьезной научной проблемой. Диссертация посвящена именно этим задачам, будучи в конечном счете ориентированной на создание научных и методических предпосылок для расширения сферы использования материалов ГИС за счет включения в нее подсчета не только геологических, но и извлекаемых запасов нефти.

Актуальность выполненных исследований определяется их направленностью на повышение точности оценок извлекаемых запасов нефти за счет использования данных ГИС при моделировании пространственных закономерностей изменения коэффициента нефтевытеснения, в значительной мере обусловливающего полноту нефтеизвлечения. Обращение к материалам ГИС при подсчете извлекаемых запасов должно положить конец сложившейся практике расчета извлекаемых запасов по усредненным значениям коэффициента нефтевытеснения, определяемым на основе лабораторного исследования всегда недостаточно представительных, совокупностей образцов керна.

Цели работы - петрофизическое обеспечение включения в совокупность задач интерпретации материалов ГИС тесно связанных между собой расчетов оценок коэффициента проницаемости и коэффициента нефтевытеснения; выявление количественных характеристик микроструктуры порового пространства пород-коллекторов, знание которых может способствовать более эффективному управлению разработкой нефтяных залежей, приуроченных к сложнопостроениым коллекторам, в условиях применения новейших методов повышения нефтеизвлечения.

Основные задачи работы определяются поставленными целями и формулируются следующим образом:

I.Получение экспериментальных доказательств возможности определения проницаемости пород-коллекторов нефтяных месторождений Пермского

Прикамья по данным ГИС, разработка новых и совершенствование ранее известных методик, позволяющих реализовать эти возможности.

2.Разработка методики оценки коэффициента нефтевытеснения с помощью уравнения связи этого параметра с коэффициентом подвижности (отношение проницаемости коллектора к вязкости фильтрующегося флюида).

3.Разработка, совершенствование и внедрение в лабораторную практику способов определения количественных характеристик микроструктуры порового пространства пород-коллекторов методами "метки" и смесимого вытеснения, что включает:

- создание способа определения доли застойных зон порового пространства методом "метки", алгоритмического и программного обеспечения для анализа полученных результатов;

- совершенствование метода смесимого вытеснения, разработка алгоритмического и программного обеспечения для оценки значений основных параметров процесса обмена между застойной и проточной фазами фильтрующегося флюида по результатам исследования образцов этим методом;

- получение аналитического решения задачи о фильтрации двух взаиморастворимых жидкостей в пористой среде с застойными зонами.

4.0ценка перспектив использования результатов исследования структуры порового пространства коллектора методами "метки" и смесимого вытеснения в расчетах коэффициента нефтевытеснения по данным ГИС с разработкой первичного варианта методики такого расчета.

Методы решения задач. Для решения поставленных задач выполнены лабораторные исследования более 500 образцов керна пород-коллекторов, отобранных из 60 нефтяных залежей Пермского Прикамья, методами физического моделирования процесса нефтевытеснения, "метки", смесимого вытеснения, электросопротивлений и др.; проведена интерпретация диаграмм ГИС по 24 скважинам, относящимся к трем различным нефтяным месторождениям. Результаты проанализированы и обобщены с использованием регрессионного анализа, прямого и обратного преобразований Лапласа и Фурье, контурного интегрирования, разработанных новых алгоритмов и программ обработки экспериментальных данных с помощью персональных ЭВМ.

Научная новизна. Защищаемые результаты

1.Показано, что в условиях нефтяных месторождений Пермского Прикамья данные ГИС могут быть использованы для оценки коэффициента проницаемости пород-коллекторов, что обеспечивается обращением к многомерным уравнениям, каждое из которых относится к определенному продуктивному пласту конкретного ;,;естсро:::де:!::я.

2.Установлено, что по данным ГИС, опираясь на уравнения связи коэффициента нефтевытеснения с коэффициентом подвижности, можно оценивать также коэффициенты нефтевытеснения, чем создаются необходимые предпосылки для использования материалов ГИС при подсчете не только геологических (балансовых), но и извлекаемых запасов и для существенного повышения точности определения извлекаемых запасов на основе базирующегося на материалах ГИС моделирования полей значений коэффициента нефтевытеснения.

3.Разработан способ исследования пород-коллекторов методом "метки", защищенный авторским свидетельством [3].

^Усовершенствован метод смесимого вытеснения и получено новое аналитическое решение задачи фильтрации двух взаиморастворимых жидкостей в пористой среде с застойными зонами.

Указанные элементы научной новизны, наряду с новым алгоритмическим и программным обеспечением обработки данных исследований образцов керна методами "метки" и смесимого вытеснения, являются основными защищаемыми результатами работы.

Достоверность полученных результатов и выводов обеспечивается большим объемом использованных фактических данных, их многосторонним анализом, выполненным с широким применением математических методов и ПЭВМ.

Практическая ценность работы сводится:

к созданию и внедрению в лабораторную практику

высокоинформативных способов определения количественных характеристик микроструктурных особенностей порового пространства коллекторов на основе изучения их динамических свойств методами "метки" и смесимого вытеснения;

- к обеспечению предпосылок для повышения точности оценок извлекаемых запасов нефти за счет использования результатов геолого-петрофизической интерпретации данных ГИС в целях моделирования пространственного изменения коэффициента нефтеизвлечения;

- к получению множества конкретных уравнений связи между различными геолого-физическими параметрами коллекторов, нашедших применение практически во всех отчетах по подсчету запасов, проектированию и анализу разработки нефтяных месторождений Пермского Прикамья, подготовленных институтом ПермНИПИнефть в 1980-2000 гг.

Апробация работы. Материалы диссертации докладывались и обсуждались на IX Всесоюзной конференции молодых учёных и специалистов /М., ВНИИ, 1977 г. /; на проводившихся в Перми в 1978-1983 гг. городских конференциях молодых учёных и специалистов; на Всесоюзном семинаре "Современные проблемы и математические методы теории фильтрации'7М., май 1984 г. /; на

заседании Межведомственного Совета по лабораторным методам, применяющимся в нефтегазовой геологии (группа по коллекторам) / Львов, май-июнь 1984 г. /; на Межсекционном семинаре "Математическое описание микронеоднородных сред и расчет их физических свойств" / М., февраль 1985 г. /; на научно-технической конференции "Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений"/Пермь, апрель 1989 г./; на заседании секции Ученого Совета ОАО ПермНИПИнефть /март 2000 г. /. Результаты работ использованы в 5 внедренных в ООО Пермнефть методических руководствах [4, 11,12, 23,24].

Публикации. Основные положения диссертации изложены в двух авторских свидетельствах на изобретение; 7 тезисах докладов и 13 статьях, опубликованных в Перми, Москве, Минске, Уфе.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения. Объем работы 180 страниц, включая 48 рисунков, 24 таблицы, список литературы из 165 наименований.

Успеху наших исследований способствовала действенная помощь сотрудников лаборатории исследований пород и флюидов при выполнении тем, научное руководство которыми осуществляли Б.И. Тульбович, В.М. Рыжик, В.П. Митрофанов.

Автор приносит глубокую благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Ю.В. Шурубору.

Искреннюю признательность за консультации и поддержку в работе над диссертацией автор выражает В.Б. Бейзману, П.Е. Давлетшиной, B.C. Гребенникову, С.Е. Ильясову, Н.И. Крысину, С.Д. Сумарокову, М.Э. Мерсону,

A.C. Некрасову, В.П. Немтиной, В.И. Пузикову, О.Н. Родину, В.Д. Спасибко,

B.Г. Татаурову, В.К. Червяковой, A.C. Чистову, П.М. Южанинову.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Основными характеристиками пород-коллекторов, сведения о которых необходимы для решения задач подсчета геологических и извлекаемых запасов, проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных месторождений, являются пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность пород-коллекторов и коэффициент вытеснения нефти. Все эти и другие (нижние пределы пористости, проницаемости и т.п.) характеристики достаточно уверенно определяются при лабораторном исследовании керна [13, 16, 25, 26]. Но вынос керна, особенно из продуктивной части геологического разреза, всегда ограничен. Кроме того, в последние годы возросло количество мелких месторождений, по которым на поисково-разведочной стадии керновый материал практически отсутствует. Поэтому сегодня большая часть информации по свойствам пород-коллекторов получается путем соответствующей

интерпретации материалов ГИС, обеспечивающей получение опенок геологических запасов, но практически не дающей всех сведений, необходимых для подсчета извлекаемых запасов.

1. Современное состояние использовании материалов ГИС дли количественной оценки свойств пород-коллекторов при подсчете запасов

Задачи оценки свойств пород-коллекторов по результатам геофизических исследований, особенно при комплексировании данных ГИС, сейсмо- и гравиразведки (В.М. Новоселнцкий, A.A. Маловичко, М.С. Чадаев, A.B. Горожанцев, 1982 г.), к настоящему времени вполне удовлетворительно решены по отношению к так называемым статическим свойствам - пористости и начальной нефтенасыщенности. По промыслово-геофизической информации достаточно уверенно оцениваются также глинистость коллектора и его относительное удельное электрическое сопротивление (отношение удельного сопротивления породы р„ к удельному сопротивлению пластовой воды р., по В.Н. Дахнову - параметр влажности), т.е. показатели, к которым нередко обращаются различные методики использования данных ГИС для оценки динамических свойств - проницаемости пород-коллекторов и коэффициентов нефтевытеснения, характеризующих эти породы. Однако в целом проблема определения проницаемости и коэффициентов нефтевытеснения по результатам ГИС все еще далека от своего окончательного разрешения.

Для определения проницаемости Кпр по данным ГИС чаше всего используют парные связи проницаемости с пористостью Кп, параметром насыщения Рн, глинистостью, параметром самопроизвольной поляризации а,к , относительным удельным сопротивлением р„/ р.. Б.Ю. Вендельштейн, JI.B. Сиротенко и др. показали, что для повышения точности получаемых оценок проницаемости нужно пользоваться многомерными зависимостями. В идеале каждая из таких зависимостей должна относиться к конкретному пласту конкретного месторождения или даже к отдельному участку такого пласта.

Нами задача оценки проницаемости по данным ГИС решалась для терригенных отложений внзейского яруса Пермского Прикамья с применением уравнений множественной регрессии, учитывающих информацию о пористости, относительной глинистости, относительном удельном сопротивлении, т.е. о тех параметрах, которые определяются не только при лабораторном исследовании керна, но и по общепринятым отраслевым методикам обработки материалов ГИС. Подтвердилось, что уравнения приемлемой точности действительно можно найти, если с многомерными уравнениями регрессии работать под определенные пласты конкретных месторождений. Например, получены следующие зависимости:

1) для Уньвинского месторождения

1_е Кпр=3.0650 Кп - 1.9514 пга + 0.5448 Ь2(р„ р,)-4.8725; (1.1)

2) для Кокунского месторождения V-

Ь5Кпр=0.0061 Кп-2.2390 лгл+0.7562 Ьё(рп р.)- 2.1399; (1.2)

3) для Ножовского месторождения

ЬеКпр=0.0684Кп-0.7901 0.7992 (р„ 'р.)-1.2060. (1.3)

Эти зависимости, наглядное представление о точности одной из которых дает рис. 1, характеризуются высокими значениями индекса (коэффициента) детерминации Я2, для Кпр соответственно равными 0.930,0.888 и 0.887.

0.1 1 0 10.0 100.0 1000 0 10000 0 Проницаемость, измеренная по керну, мкм210'3

Рис. I. Соотношение измеренной и расчетной проницаемостей терригенных отложений внзепского яруса Уньвинского месторождения (проницаемость рассчитана по уравнению (1.1) с использованием значений Кп, г|гл, р„/р„, определенных по керну в лаборатории)

Рис. 2. Соотношение измеренной и расчетной проницаемостей терригенных отложений визейского яруса нефтяных месторождений Соликамской депрессии (проницаемость рассчитана по уравнению (1.1) с использованием значений Кп, 11,р„ /р,. оцененных поданным ГИС)

Если для рис. 1 расчетные значения проницаемости получены с использованием Кп, г|„, р„, р., определенных по керну в лаборатории, то рис. 2 отображает ситуацию, когда Кп, г|Г]|, р„, р. оценивались по данным ГИС. Видно, что точность оценок, опирающихся на данные ГИС, заметно ниже точности оценок, рассчитываемых с использованием аналогичных уравнений регрессии при подстановке в них значений параметров-аргументои, определяемых путем прямого лабораторного исследования образцов керна. ' Однако она достаточна (относительная погрешность единичных определений порядка 50 %) для их использования в официальных документах по подсчету запасов, проектированию и анализу разработки нефтяных месторождений.

Уже в 1970-х годах было показано, что по материалам ГИС при определенных условиях может оцениваться также коэффициент Квт вытеснения нефти водой. В.И. Азаматовым и Н.М. Свихнушиным (1976 г.) для оценки Киг использовались параметры промытой части пласта, определенные но результатам исследований скважин микрозондами и микроэкранированными зондами. В.М. Гусевым и Б.И. Тульбовичем (1984 г.) для терригенных коллекторов Пермского Прикамья, представленных песчаниками с глинистым цементом, предложена зависимость Квт от двойного разностного параметра Д1,, определяемого по гамма-методу. В.Г. Михневнчем и Б.П. Тульбовичем в 1980 г. по 10 залежам в карбонатных и 15 в терригенных палеозойских отложениях Пермской области получены обобщенные зависимости коэффициента нефтевытеснения от проницаемости пористой среды, вязкости нефти, содержаний в нефти смол силикагелевых и асфальтенов (для терригенных и карбонатных отложений зависимости разные).

В 1988-1989 гг. В.Г. Михневнчем, Б.И. Тульбовичем и Г.П. Хижняком [12, 15] опубликованы результаты обработки данных по определению коэффициента нефтевытеснения для 39 залежей в терригенных и 22 в карбонатных палеозойских отложениях Пермского Прикамья. В расчетных формулах и качестве параметров-аргументов были использованы: коэффициент подвижности Кпр///„, представляющий отношение проницаемости пористой среды к вязкости нефти; отражающий реологические свойства нефти и прочность межфазных пленок комплексный параметр Кс/Ка в виде отношения концентраций смол силикагелевых и асфальтенов в нефти. В 1994 г. теми же авторами было показано [23], что точность расчетных оценок коэффициента нефтевытеснения возрастает, если использовать свои уравнения для нижнекаменноугольных терригенных, девонских терригенных,

среднекаменноугольных карбонатных и турнейских карбонатных коллекторов. К настоящему времени экспериментальный материал по коэффициенту

нефтевытеснения значительно увеличился, что позволяет оценивать его расчетным способом более дифференцированно, с учетом возраста

V.'

продуктивных отложеннн и их структурно-тектонической приуроченности [24]. Конкретные зависимости приведены в табл. I.

Таблица 1

Расчетные формулы для определения коэффицийнта вытеснения нефти водой (терригенные и карбонатные палеозойские коллекторы Пермского Прикамья)

Структурно-тектонические элементы Количество Расчетная формула Погрешность, %

месторождений опытов абсолютная относительная

К а ш и р о - в е р е й с к н й пласт (карбонатные породы)

1111 7 10 Кит = 0.0216 !п Кпр/ц. + 0.6884 4-' 1л

Башкирский пласт (карбонатные породы)

Ь К В 6 24 Квт = 0.0136 1п Кпр/ц. + 0.6231 2.8 4.9

БС 6 II Квт = 0.04641л Кпр/Ц« +0.7513 3.4 6.4

11 С 6 27 Квт = 0.0242 !п Кпр/ц» + 0.6554 4.0 7.4

ВКВ 4 12 Квт = 0.0480 1п Кпр/Ц» + 0.7309 2.2 4.5

СД 7 13 Квт = 0.0434 1п Кпр/ Ц. + 0.7483 2.6 4.7

1111 29 87 Квт = 0.0254 1п Кпр/ц» + 0.6552 3.0 5.6

Тульский н б о б р н к о в с к н й п л а ст ы (терригенные породы)

1> К В II. 29 Квт = 0.0300 1п Кпр/ ц» + 0.7227 4.0 6.3

Б С 12 30 Квт = 0.0320 |п Кпр/ ц. + 0.7057 3.0 4.9

11 С 5 19 Квт = 0.0593 1п Кпр/Ц« + 0.7873 3.7 6.2

ВКВ 8 21 Квт = 0.0308 1п Кпр/Ц, + 0.7193 4.2 7.1

СД 5 19 Квт = 0.0284 !п Кпр/Ц. + 0.7487 3.8 5.8

1111 40 112 Квт = 0.0380 1п Кпр/Ц. + 0.7343 3.8 6.4

Малнновскнй пласт (терригенныепороды)

БКВ 6 13 Квт = 0.04251п Кпр/Ц. + 0.7536 2.5 3.8

1111 11 16 Квт = 0.0587 |п Кпр/Ц. + 0.7837 3.1 4.8

Т у р и е й с к н и н ф а м е и с к н й л л а с т ы (карбонатные породы)

БКВ 4 9 Квт = 0.0187 1п Кпр/ ц. + 0.7154 2.9 4.9

СД в целом сспср юг 7 14 Квт = 0.06191п Кпр/ц» + 9.8432 3.5 6.2

4 5 Квт = 0.0366 1п Кпр/Ц. + 0.7814 1.3 2.1

3 9 Квт = 0.0850 1п Кпр/ ц. + 0.9146 2.5 4.5

МП 20 47 Квт = 0.03021п Кпр/ Ц„ + 0.7420 4.0 6.7

Девонек и (пласты (терригенные породы)

ИКВ 3 8 Квт = 0.0956 1п Кпр/ц. + 0.9530 3.1 4.9

МП 5 II Квт = 0.0891 1п Кпр/ц. + 0.9458 3.3 5.2

Примечание: БКВ - Бымско-Кунгурская впадина; БС • Башкирский свод; ПС -Пермский свод; ВКВ - Верхнекамская впадина; СД - Соликамская депрессия; ПП - Пермское Прикамье в целом. Проницаемость измерялась в мкм2, вязкость -п мПа с.

Из таблицы видно, что в большинстве случаев уравнения регрессии, относящиеся к отдельным структурно-тектоническим элементам, дают оценки коэффициента нефтевытеснения более точные, чем уравнения, относящиеся к Пермскому Прикамью в целом. При этом точность оценок, получаемых с помощью уравнений, характеризующих Пермское Прикамье в целом, тоже достаточно высока, благодаря чему они и аналогичные им уравнения использовались в большинстве отчетов по подсчету запасов, технологических схемах, проектах и анализах разработки, представлявшихся в течение последних 10 лет институтом ПермНИПИнефть.

Анализ табл. 1 и фактических данных, на основе которых получены оценки коэффициентов приведенных в таблице уравнений, свидетельствует, что коллекторы, характеризующиеся одинаковыми значениями коэффициента подвижности, могут очень существенно различаться между собою по коэффициентам нефтевытеснения. Указанные различия обусловлены широкими вариациями микроструктурных особенностей пород-коллекторов. Как уже отмечалось, актуальность проблемы изучения этих особенностей, в конечном счете ориентированного на повышение точности прогнозирования значений коэффициента нефтевытеснения по данным ГИС, вытекает из того, что ее успешное разрешение позволит использовать данные ГИС для оценки не только геологических, но и извлекаемых запасов нефти. Если коэффициент нефтевытеснения, являющийся параметром, оказывающим решающее влияние на величину коэффициента нефтеизвлечения, не удается оценивать по данным ГИС, то в силу недостаточной охарактеризованное™ продуктивных пластов керновым материалом и очень высокой трудоемкости лабораторного определения коэффициента вытеснения на образцах керна при подсчете извлекаемых запасов от учета пространственной изменчивости коэффициента вытеснения по площади и объему залежи приходится отказываться. Это становится причиной существенного снижения точности оценок извлекаемых запасов. Поскольку коэффициент нефтевытеснения зависит в основном от динамических свойств порового пространства, определяемых микроструктурой этого пространства, требуются специальные петрофизические исследования, позволяющие детально изучать микроструктуру породы-коллектора. Уже давно Ю.А. Чизмаджев (1971 г.) и Л.М. Марморштейн (1975 г.) рекомендовали для изучения микроструктурных особенностей пористых сред в динамическом режиме использовать методы "метки" и смесимого вытеснения. Вопросам конкретизации этих рекомендаций и экспериментальной проверке их эффективности применительно к породам-коллекторам посвящены последующие главы диссертации.

2. Метод "метки" и его использование для определения параметра "доля застойных зон в поровом пространстве"

Вполне очевидно, что одним из факторов, оказывающих определяющее влияние на коэффициенты уравнений, которыми описывается зависимость коэффициента нефтевытеснення от коэффициента подвижности, является наличие в поровом пространстве так называемых застойных зон. Начиная с 1976 г. [1-5, 9, 10, 21] нами для определения этого параметра используется метод "метки". Стимулом к освоению и развитию метода послужило ознакомление с моделью пористой среды в виде совокупности ячеек идеального перемешивания с застойными зонами, предложенной Ю.А. Чизмаджевым в 1971 г. Авторское свидетельство [3] на способ определения застойных зон в породах-коллекторах методом "метки" получено Б.И. Тульбовичем и Г.П. Хижняком в 1979 г.

Пористая среда представляется набором одинаковых ячеек, каждая из которых имеет объем V и протяженность 1. Доля этого объема, равная а м, занята застойными зонами, а остальная часть (1- ам) - проточная среда, в которой происходит идеальное перемешивание. Объемная скорость переноса вещества в проточной среде равна qн, объемная скорость обмена между этой средой и застойными зонами. - р„, линейная скорость потока - и». Механизм обмена между проточной и застойной зонами может быть как конвективным, так и диффузионным.

При выполнении исследований породы-коллектора методом "метки" в образец вводят метку - небольшое количество динамически нейтральной примеси, которая не меняет свойств потока, и далее следят (в случае газовой метки с помощью хроматографа) за изменением рассматриваемой в качестве функции времени I концентрации с(Ч) примеси (размыванием метки) на выходе из пористой среды. Форма выходной кривой связана со структурными параметрами образца. Согласно Ю.А. Чизмаджеву, распределение концентрации метки па выходе образца, длина которого равна Ь, описывается уравнениями: г(1)=а ехр[-Ь((-с)2] при 1<с, (2.1)

с(1)=а ехр[-Ь(^с)2] + ё ехр(-у 0 при 1>с, (2.2)

где:

„ - м Ь Р*ч ц_ ' „ _ 0-и,)Ь

а — (1 - ---)------, Ь =-:— , с--

1 Чм Ч„0-аи) 2л1Ь „а-оЦЧЬ и„

(2.3)

^ _ |Гн |2 м __

Опираясь на эти формулы, на основе совместного решения уравнений (2.3) мы показали [3, 4, 5], что по значениям коэффициентов а, Ь, с, й, у , получаемым

и..г

при аналитической аппроксимации экспериментальной кривой размывания метки, можно напти оценки доли застойных зон ос. м, коэффициента обмена рч/цч, скорости обмена рч, длины ячейки идеального перемешивания I. Полученные нами формулы такие:

a j л l + yc + dyc -

\\___________1_________

->u а

0 +

(2.4)

(2.5)

Рч =--------• — — , (2.6)

а л ,

(2.7)

2bc d(I + у

a b

l = 2b?'

Определение доли застойных зон по нашему способу [3] выполнено для образцов террпгенных и карбонатных коллекторов из средне- и нижнекаменноугольных продуктивных отложений месторождений Пермской области. Диапазон изменения проницаемости исследованных образцов - 0.008 -1.576 мкм2. Все опыты проводились при постоянном перепаде давления ДР=0.01 МПа.

Полученные результаты представлены на рис. 3, отражающем зависимости доли застойных зон и характеристик обмена от проницаемости породы. Следует подчеркнуть, что существенного изменения характера зависимостей при переходе от терригенных пород к карбонатным не наблюдается. Установлено, что при проницасмостях от 1.000 до 0.040 мкм2 доля застойных зон в различных породах относительно стабильна и изменяется в диапазоне 0.25-0.35. При более низких проницаемостях доля застойных зон значительно возрастает и может достигать 0.56. С ростом проницаемости коэффициент обмена рм/1]ч уменьшается. Это объясняется тем, что при Д Р = const с повышением проницаемости скорость обмена q,, в проточных каналах увеличивается быстрее, чем интенсивность обмена р между застойными зонами и проточными каналами. По-видимому, влияние застойных зон на процессы нефтеизвлечения будет более значительным в случае низкапрошшаемых (менее 0.050 мкм2) коллекторов.

Исследованиями другой коллекции образцов экспериментально подтверждено, что при увеличении доли застойных зон коэффициент вытеснения уменьшается (рис. 4). Однако зависимость не настолько тесная, чтобы изменчивость коэффициентов уравнений связи Кит с коэффициентом

100 1000

Проницаемость, 10'3мкм2

10000

100 1000

Проницаемость, 10"3мкм2

юооо

Проницаемость, Ю^мкм2

& | ^

г £ 1 -1

X о Го я

^ х т =г

5. л 3 2

5 5 3 о.

О 2 | Ю

ч й о

10000

г

<и „

о_ ф

м

Ч

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 -0,1 0

1

10

100

1000

Проницаемость, 10"3мкм2

юооо

Рис. 3. Зависимости параметров застойных зон порового пространства пород-коллекторов от проницаемости (о- терригенные, карбонатные породы)

ы р

в

я £

й ? •а я ■а о

2- и п -в-2 -в-я 5 2 5

п о

II

•5 5 о й

я г

о я

"2 3 о

^ 3

С" Ч

ч

13

о о

X и о

о я •а

С"

Я я о

ч о Й

Коэффициент вытеснения Квт, д. ед.

о о о о р о р о о О X) ы СЛ ОТ "-ч со ю

/а®0©

Коэффициент вытеснения квт, д. ед.

о о о р р о р о р О К) Ы сл "от *->1 *С» "ю

0

СО

■е--8£ го

1 ч о

О! го

X

ы

0)

Коэффициент вытеснения Квт, д. ед.

р о о о о о о о с о Ь и V сл от со ш

СТ1 го и ■а ш ы 2 го т>

X

ш

2 X

ш а

ГО

13 о я и

о

X

о

X

го

Коэффициент вытеснения Квт, д. ед.

О О О О О р о о о О ГО Ы V СЛ от от со

о

■х.

о

"О

о о

о

СП го

X

си

о 2

х>

5

подвижности можно было объяснить только различиями между образцами по характеризующим их значениям а м. Отсюда ясно, что полученный с помощью метода "метки" набор характеристик микроструктуры коллектора( СС м, рм, Рм/с[м) не является достаточно полным для исследования интересующей нас проблемы обусловленности коэффициента нефтевытеснения

микроструктурными особенностями коллектора. Требуется расширение этого набора за счет включения в него дополнительных количественных характеристик микроструктуры, которые, в частности, можно получить на основе исследований образцов методом смесммого вытеснения.

3. Изучение структуры пород-коллекторов методом смесимого вытеснения и пути расширения сферы использования метода

Интерпретация результатов исследования микроструктуры породы-коллектора методом "метки" основана на достаточно упрощенном представлении о норовом пространстве как совокупности ячеек с проточными и застойными зонами. Совершенно очевидно, что различия между проточными и застойными зонами имеют не абсолютный, а относительный характер, а степень "размытости" интересующих нас различий зависит от распределения поровых каналов по размерам. Сведения об этом распределении можно получить, исследуя образцы пород-коллекторов различными методами - растровой электронной микроскопии, ртутной порометрии, капилляриметрии, центрифугирования [9, 10, 17, 20, 21, 26], смесимого вытеснения. Нами использовался метод смесимого вытеснения как наиболее полно отражающий динамические свойства порового пространства.

Метод смесимого вытеснения (СВ) предложен Т. Клинкенбергом в 1957 г. и развит в более поздних работах Л.М. Марморштейна и Ю.Б. Меклера. Сущность метода состоит в предварительном насыщении изучаемого образца пористой среды жидкостью, химически не взаимодействующей с веществом образца, последующем вытеснении ее другой жидкостью, полностью растворяющейся в первой и практически не отличающейся от нее по плотности и вязкости. Измерив концентрации С(0 вытесняющей жидкости в струе фильтрата как функции времени I и соответствующим образом обработав результаты исследования, нетрудно рассчитать оценки среднего радиуса поровых каналов г и коэффициента Траска ТИ, равного отношению 75- и 25-процентных квартилей интегральной функции распределения радиусов г поровых каналов и являющегося одной из наиболее употребительных характеристик неоднородности пористых сред.

Отличительной особенностью применяемого нами варианта метода [8, II] является использование вытеснения гексана гептаном (бесцветные жидкости с

различными показателями преломления). Ранее подобные исследования проводились с разноцветными жидкостями, что вело к искажению результатов из-за адсорбции красителя поверхностью породы-коллектора.

Сравнением данных, полученных для терригенных и карбонатных пород, установлено, что при одинаковых средних радиусах поровых каналов проницаемость терригенных пород выше проницаемости карбонатных. Выяснилось, что наличие в образцах остаточной воды не препятствует выходу на правильные оценки средних радиусов поровых каналов: остаточная вода связана с каналами и порами малого размера (меньше 1.5 мкм), которые практически не участвуют в процессе фильтрации жидкости.

Возможности метода СВ не исчерпываются нахождением оценок г и TR. Обратившись к "двухфазной диффузионной модели" пористой среды, предложенной Ю.А. Чизмаджевым, мы показали [6-8, 27], что метод позволяет определить долю а застойной фазы порового пространства, скорость р обмена и эффективный коэффициент диффузии D.

Принимаем для объема v порового пространства относительную объёмную долю застойной фазы равной а, долю проточной фазы - (1 -а), среднюю скорость течения жидкости по обеим фазам равной и, концентрации метки в проточной и застойной фазах соответственно равными С| и сг; вводим обозначения v=p/[(l-a)v], y=p/av. Тогда уравнения материального баланса при фильтрации вдоль оси х имеют вид:

dci Э2с| Sei р

5t а v С'>

при граничных условиях:

ci(x=0, t) = 1, ci(x=oo, t) = 0 . (3.2)

Применяя к уравнениям системы (3.1) и граничным условиям (3.2) преобразование Лапласа

с,(а)= { е-ст 1 сI (t)dt, о

сводим систему (3.1) к обыкновенному дифференциальному уравнению 2-го порядка

- „ и - , ст(а + v + у) -

с граничными условиями:

с,(х = 0,о) = 1 / а, с,(х = оо,ст) = 0 . (3.4)

Решение уравнения (3.3) имеет вид

с", = a, EXP(kix) + а2 ЕХР(к2х),

(3.5)

где:

2D J 2D D(a + y)

К2

= — " P

2D f2L

aio^v + y) 2D D(a + v)

Коэффициенты а| и аг определяются из граничных условий (3.4):

а| =0, а2 = На, и в качестве решения (3.5) получаем:

1

Ci (a) = -ЕХР {

X[2D "f2E

2 a(a + v + y) 2D D(a + y) 11

(3.6)

Использовав для (3.6) обратное преобразование Лапласа, имеем:

у + ioo

с, (t) =

_ xu/2D

J

_1_

2ni у - ic

у + ioo

I

2тг\ у — i с

i

с, eat da =

„at

u_ a(a + v + y) 2D

— EXP И J& + lda •

a " V -UJ D(ct + y)

Интеграл в выражении (3.7) может быть записан в следующем виде:

у + ¡00

(3.7)

J_ J £

2л1 у - ioo

где s

! rvpr /(° + s,)(a+S2)

— ЕХР[-х, /---;-] da ,

a V da + k

(3.8)

b =

u'

P

2 + uJp

)J - С, Dp

,n k = 4Dav av

4D a(l - a)v '

При вычислении выражения (3.8), опираясь на теорему Коши о вычетах, мы получили [27] аналитическое решение задачи фильтрации двух взаиморастворимых жидкостей в пористой среде с застойной фазой, имеющее

вид:

c(t)=l

EXP{xu/2D} J

„-it

S2 Г

x (S, - r)(s, - r)

SIN[-~ --]dr +

1 -/D I r - k / D J

___

к "г уе XV и, - б, + - к / О)

где г и V- переменные интегрирования.

Отметим, что формула (3.9) в качестве частных случаев охватывает задачи конвективной диффузии (р=0) и молекулярной диффузии (р=.0,и =0). Значения фигурирующих в формуле интегралов вычисляются с помощью ПЭВМ по разработанной нами программе "СВ", что позволяет1 путем подбора синтетического профиля концентрации, минимально (по величине среднеквадратнческого отклонения) отличающегося от полученного при исследовании конкретного образца методом смеснмого вытеснения, оценить следующие параметры этого образца: доля а застойной фазы, скорость р ее обмена с проточными каналами, эффективный коэффициент диффузии Б.

Возможные практические применения формулы (3.9) связаны с тем, что в настоящее время разрабатываются и нспытываготся методы повышения нефтеизвлечения путем закачки в пласт различных химреагентов [14], растворов полимеров, реализации вытеснения нефти в условиях, близких к смесимому, например, при использовании СОг, растворителей и мицеллярных растворов. Ввиду высокой стоимости реагентов на практике обычно применяют их оторочки. Оптимальный размер оторочки зависит не только от геометрии межскважинного пространства, гравитационных эффектов, коэффициентов подвижности и т. д., но и от мнкронеоднородностей порового пространства, в частности, от наличия тупиковых пор или зон с относительно небольшим массообменом, которые называют застойными. Доля таких зон может достигать 60 % объема порового пространства [5]. Поэтому обеспечиваемая формулой (3.9) возможность получения оценки а важна как в теоретическом, так и в прикладном отношениях. Хотя детальный анализ перспектив практического использования формулы (3.9) выходит за рамки нашего исследования, отметим, что все полученные характеристики микроструктуры порового пространства могут найти эффективное применение при проектировании, анализе и регулировании разработки коллекторов со сложными условиями нефтеизвлечения [19, 22] и так-называемых сложнопостроенных коллекторов, связанных с продуктивными пластами, в объемах которых имеются "высокопроницаемые канально-дренажные системы" (С.О. Денк, 1999 г.), расчленяющие пласты на занимающие большие части их объемов блоки пород с более низкой (в пределе, почти нулевой) проницаемостью, которые в процессе разработки способны "подпитывать" канально-дренажные зоны дополнительными порциями углеводородов. В данной работе, ориентированной

на решение задачи петрофизнческого обеспечения определения коэффициента нефтевытеснения по данным ГИС, из результатов метода смесимого вытеснения для нас наибольший интерес представляет коэффициент Траска. Комплексированне коэффициента Траска с параметром аи , оцененным методом "метки", как показано в следующей главе, позволяет оценивать коэффициенты уравнения Квт=А11л1(Кподв)+А2 без проведения большого количества прямых измерений коэффициента нефтевытеснения на образцах керна.

4. Оценка возможностей использования результатов исследовании структуры норового пространства коллектора методами "метки" н смесимого вытеснения в расчетах коэффициента нефтевытеснения поданным ГИС

Перспективы использования результатов исследования структуры порового пространства коллектора методами "метки" и смесимого вытеснения в расчетах коэффициента нефтевытеснения по материалам ГИС оценены на основе обработки данных по совокупности из 98 образцов керна терригенных и карбонатных коллекторов. Для каждого из образцов были определены проницаемость и доля застойных зон методом "метки". Методом смесимого вытеснения изучены и для них определен коэффициент Траска 68 образцов, для 50 из которых имелись значения коэффициента подвижности и коэффициента вытеснения нефти водой. В общей совокупности были представлены нефтенасыщенные карбонатные породы пластов ВзВ*, Бш и Т-Фм Дороховского месторождения (соответственно 8, 9 и 10 образцов), пласта В3В4 Калмиярского и Асюльского месторождений (9 11 6 обр.), пласта Бш Рассветного и Шумовского месторождений (8 и 7 обр.), терригенные породы визейского яруса из залежей Бымско-Кунгурской впадины (27 обр.), Башкирского свода (5 обр.), Верхнекамскон впадины (3 обр.) и Соликамской депрессии (6 обр.).

Методом "метки" и смесимого вытеснения исследованы все образцы терригенных коллекторов визейского яруса и образцы карбонатных коллекторов Дороховского месторождения. Карбонатные породы Калмиярского, Асюльского, Рассветного и Шумовского месторождений изучены только методом "метки". В конечном счете в выборку из 50 образцов с известными по результатам соответствующих лабораторных исследований значениями коэффициента нефтевытеснения Квт (физическое моделирование процесса нефтевытеснения на .образцах керна), доли застойных зон аш (метод "метки") и коэффициента Траска Т11 (метод смесимого вытеснения) вошли карбонатные породы пластов ВзВ.(, Бш и Т-Фм Дороховского месторождения (соответственно 8,9 и 10 обр.), терригенные породы визейского яруса из залежей, связанных с Бымско-Кунгурской впадиной (14 обр.), Башкирским сводом (3 обр.) н Соликамской депрессией (6 обр.).

Для всех групп исследованных образцов известны уравнения связи :оэффициента нефтевытеснения Квт с коэффициентом подвижности Кподв, [риведенные в табл. 1, которая показывает, что уравнения всегда имеют вид Свт = А1(Ьп Кподв) + А2, но набор коэффициентов (А1, А2) для каждой группы вой. Сопоставление значений коэффициента А1 с характеризующими оответствующие группы значениями аи (рис. 5, смысл аббревиатур - см. табл. 1) [оказало, что имеется достаточно тесная (Я2=0.90) линейная зависимость между и и а„.

■& ■е

■ • ВЗВ4, Дороховское и-(, БКВ

• • Бш, Дороховское м-е, БКВ А - Т-Фм, Дороховское м-г, БКВ

— Тл+Бб, БКВ

О* Бш. Рассветное м-л. ПС

♦ - Бш. Шумовсхое м-е, ПС О- ВЭВ4, Калмиярсхое м-?, БС

- • ВЗВ4, Асюльское м-е, БС Ж - Тл+Бб, БС

Д-Тл+Бб, СД +-Тл+Бб, ВКВ

у = -0.1501х + 0.0718 Г!' = 0.90

0.3 0.35

Доля застойных зон а „, д. ед:

Рис. 5. Зависимость коэффициента А1 от доли застойных зон а„

з сопоставления значений коэффициента А2 с соответствующими значениями гношения Т!1/аи (рис. 6) следует, что А2 связано тесной (112=0.94) линейной 1ВИСИМОСТЫО с соотношением ТЮа„. Следовательно, формула для определения ээффициента нефтевытеснения в качестве функцииагн, ТИ, Кподв должна иметь щ:

Квт = В1 ( аи Ьп Кподв) + В2 (Ьп Кподв) +ВЗ (та/аи) + В4. (4.1) Обработка методом наименьших квадратов данных по указанным выше 50 зразцам терригенных и карбонатных коллекторов, показала, что при пмерности коэффициента подвижности мкм2/(мПа с) для В1, В2, ВЗ, В4 должны

ч

О)

ч

е- 0.55 в

у = 0.1237х + 0.1518 И1 = 0.94

• • Бш, Дороховское м-в, БКВ ■ - ВЗВ4, Дороховское м о, БКВ А- Т-Фм, Дороховское м-е, БКВ - Тл+Бб,БКВ Ж-Тл+Бб, БС Д-Тл+Бб, СД +-Тл+Бб, ВКВ

3.6 3.7 3.8 3.9

4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 ТЯ/а „, д. ед.

Рис. 6. Зависимость коэффициента А2 от (ТЯ/а^) быть приняты такие оценки: В1=0.0050, В2=-0.0590, В3=0.0123, В4=0.1675. Результаты использования уравнения (4.1) для расчета средних значений коэффициента нефтевытеснения по каждой из рассмотренных групп образцов отражены в табл. 2, где расчетные значения Квт(расч) сопоставлены со значениями Квт, определенными для тех же групп путем моделирования процесса нефтевытеснения на образцах керна.

Соответствующая обработка данных табл. 2 показывает, что теснота линейной связи Квт и Квт(расч) характеризуется коэффициентом детерминации Я -0.84. С учетом резких различий в объемах выборок, отвечающих разным группам, сила связи между Квт и Квт(расч) оценивается индексом детерминации = 0.57.

Таблица 2

3.5

Тектоническая Пласт Кол-во Коэффициент Коэффициент

структура образцов, вытеснения вытеснения

шт. экспериментальный Квт, д. ед. расчетный Квт(расч), д. ед.

БКВ ВзВ4 8 0.641 0.588

БКВ Бш 9 0.556 0.574

БКВ Тл+Бб 14 0.506 0.557

БКВ Т-Фм 10 0.657 0.595

БС Тл+Бб 3 0.505 0.527

СД Тл+Бб 6 0.493 0.531

Примечание: БКВ - Бымско - Кунгурская впадина; БС - Башкирский свод; СД - Соликамская депрессия.

Достаточно высокие значения Я2 и Я2 свидетельствуют о том, что коэффициент нефтевытеснения может рассчитываться по определенному в результате интерпретации данных ГИС коэффициенту подвижности с использованием оценок а„ и ТЯ, для получения которых достаточно изучить сравнительно небольшое количество образцов керна методами "метки" и смесимого вытеснения. Необходимость в дорогостоящем исследовании большого количества образцов керна непосредственным физическим моделированием процесса нефтевытеснения отпадает, но возможность учета пространственной изменчивости коэффициента нефтевытеснения (на основе использования данных ГИС, с достаточной полнотой охватывающих разрез и площадь залежи) сохраняется, чем создаются необходимые предпосылки для повышения точности получаемых оценок извлекаемых запасов на основе обращения к опирающимся на данные ГИС моделям полей значений коэффициента нефтевытеснения.

Основные результаты и выводы

1. На большом фактическом материале подтверждено, что в условиях нефтяных месторождений Пермского Прикамья данные ГИС могут быть использованы для оценки проницаемости пород-коллекторов, что наилучшим образом обеспечивается получением многомерных уравнений связи, каждое из которых относится к определенному продуктивному пласту конкретного месторождения.

2. Разработана методика оценки коэффициента нефтевытеснения с помощью уравнений связи этого параметра с коэффициентом подвижности.

3. Созданы и внедрены в лабораторную практику защищенный авторским свидетельством способ определения доли застойных зон порового пространства методом "метки", алгоритмы и программное обеспечение для анализа полученных результатов.

4. Усовершенствован метод смесимого вытеснения, разработано алгоритмическое и программное обеспечение для оценки значений основных параметров процесса обмена между застойной и проточной фазами фильтрующегося флюида по результатам исследования образцов этим методом.

5. Получено аналитическое решение задачи о фильтрации двух взаиморастворимых жидкостей в пористой среде с застойными зонами, которое может найти применение при проектировании, анализе и регулировании разработки так называемых сложнопостроенных коллекторов.

6. Созданы теоретические и методические предпосылки (обоснование общего вида и определение значений коэффициентов уравнения связи коэффициента нефтевытеснения с коэффициентом подвижности, долей застойных зон и коэффициентом Траска) для использования материалов ГИС

при подсчете не только геологических, но и извлекаемых запасов, что может способствовать существенному повышению точности определения извлекаемых запасов на основе базирующегося на материалах ГИС моделирования полей значений коэффициента нефтевытеснения.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Тульбович Б.И., Хижняк Г.П. Динамический метод изучения застойных зон порового пространства коллекторов // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Приуралья: Сб. науч. тр. / ПермНИПИнефть. - Пермь, 1976. - С. 34-39.

2. Хижняк Г.П. К вопросу изучения застойных зон порового пространства пород-коллекторов. // Тезисы докл. V науч. - техн. конф. молодых ученых и специалистов / ПермНИПИнефть. - Пермь, 1978. - С. 56-57.

3. Авт. свид. СССР № 706750, кл G01N15/08, Способ определения параметров тупиковых зон порового пространства пород-коллекторов, авторы: Тульбович Б.И., Хижняк Г.П., № заявки 2646947, заявлено 18.07.78, опубликовано 30.12.79 БИ № 48.

4. Методические рекомендации по определению параметров застойных зон порового пространства пород-коллекторов / В.М. Рыжик, Б.И. Тульбович, Г.П. Хижняк /ПермНИПИнефть. - Пермь, 1980. - 17 с.

5. Рыжик В.М., Тульбович Б.И., Хижняк Г.П. Метод "метки" определения застойных зон порового пространства пород-коллекторов // Инженерно-физический журнал. - 1980. - Т. 39. - № 5. - С. 882-886.

6. Хижняк Г.П. Определение параметров застойных зон порового пространства пород-коллекторов при фильтрации взаиморастворимых жидкостей // Тезисы докл. IX науч. - техн. конф. молодых ученых и специалистов / ПермНИПИнефть. - Пермь, 1983. - С. 44-45.

7. Шурубор Ю.В., Тульбович Б.И., Хижняк Г.П. Определение доли застойных зон порового пространства и характеристик их массообмена при фильтрации взаиморастворимых жидкостей // Современные проблемы и математические методы теории фильтрации: Тез. докл. Всес. семинара / Ин-т проблем механики АН СССР. - М., 1984. - С. 107-108.

8. Хижняк Г.П. Изучение структуры порового пространства пород-коллекторов методом фильтрации взаиморастворимых жидкостей // Математические методы описания горных пород и расчета их эффективных свойств : Сб. науч. тр. / МОИП. М.: Наука, 1986. - С. 50-58.

9. Комплексное исследование низкопроницаемых терригенных пород в связи с задачами повышения нефтеотдачи / Б.И. Тульбович, О.В. Кочкин, В.П. Митрофанов. Г.П. Хижняк // Ускорение научно-технического прогресса при

поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений : Тез.докл. / Перм. политехи, ин-т. - Пермь, 1987. - С. 81-82.

10. Анализ структурных групп низкопроницаемых терригенных пород в связи с применением химических реагентов / О.В. Кочкин, В.П. Митрофанов, Б.И. Тульбович, Г.П. Хижняк // Проблемы освоениятрудноизвлекаемых запасов нефти Пермского Приуралья: Сб. науч. тр. / ИГиРГИ. - М., 1988. - С. 38-41.

11.Методические рекомендации по изучению структуры порового пространства пород-коллекторов при фильтрации взаиморастворимых жидкостей/Б.И. Тульбович, Г.П. Хижняк/ПермНИПИнефть. -Пермь, 1988. -22 с.

12.Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом / В.Г. Михневич, Б.И.Тульбович, Г.П. Хижняк / ПермНИПИнефть. - Пермь, 1988. - 12 с.

13.Кочкин О.В. Хижняк Г.П. Определение коэффициентов проницаемости и вытеснения методом центрифугирования // Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений: Тез.докл. науч. -техн. конф. / Перм. политехи, ин-т. - Пермь, 1989. - С. 69.

14.Лабораторные исследования повышения эффективности нефтеизвлечения / З.Р. Борсуцкий, JI.B. Казакова, Б.И. Тульбович, Г.П. Хижняк // Основные направления научно-технического прогресса в развитии нефтяной промышленности Пермского Прикамья: Тез. докл. регион, конф. / ПермНИПИнефть. - Пермь, 1989. - С. 78-81.

15.Применение обобщенных петрофизическнх зависимостей при подсчете балансовых и извлекаемых запасов / Б.И. Тульбович, В.Г. Михневич, В.П. Митрофанов, В.Б. Бейзман, Г.П. Хижняк // Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений в районах с истощающимися ресурсами: Сб.науч. тр. / БашНИПИнефть. - Уфа, 1989. - Вып. 79. - С. 117-123.

16.Хижняк Г.П., Кочкин О.В., Соснина Е.А. Применение центрифугирования для определения проницаемости // Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны: Тез. докл. Всес. конф. / МИНГ им. И.М. Губкина. - М., 1989. - С. 196.

17.Берлин A.B., Тульбович Б.И., Хижняк Г.П. Расчет капиллярного давления при центрифугировании // Э.И. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи / ВНИИОЭНГ. - M., 1990. - N 8. - С. 7-10.

18.Авт. свид. СССР № 1656410, кл G01N15/08, Кернодержатель, авторы: Борсуцкий З.Р., Кочкин О.В., Хижняк Г.П., № заявки 4483074, заявлено 12.09.88, опубликовано 15.06.91 БИ № 22.

19.Влияние гидрофобности пород на их петрофизические свойства / В.П. Митрофанов, Б.И. Тульбович, О.В. Кочкин, Г.П. Хижняк // Проблемы повышения эффективности разработки, подсчета запасов и извлечения

углеводородов в Пермском Прикамье: Сб. науч. тр. /ПермНИПИнефть. - Пермь, 1992. - С. 193-205.

20.Кочкин О.В., Хижняк Г.П. Расчет давления вытеснения при фильтрации жидкости через образец в методе центрифугирования // Проблемы повышения эффективности разработки, подсчета запасов и извлечения углеводородов в Пермском Прикамье: Сб. науч. тр. /ПермНИПИнефть. -Пермь, 1992. - С. 206-212.

21.Митрофанов В.П., Хижняк Г.П., Кочкин О.В.' Дифференцированная оценка коэффициента вытеснения низкопроницаемых карбонатных коллекторов //Дифференциация запасов и ресурсов нефти: Сб.науч. тр. / ИГиРГИ. - М., 1992. -С. 179-185.

22.0собенности петрофизических свойств гидрофобных пород / В.П. Митрофанов, Б.И. Тульбович, О.В. Кочкин, Г.П. Хижняк // Геология нефти и газа, - 1992.-N7.- С. 25-28.

23.Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом для продуктивных отложений Пермского Приуралья / В.Г. Михневич, Б.И. Тульбович, Г.П. Хижняк I ПермНИПИнефть. -Пермь, 1994,- 12 с.

24.Временные методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом для разновозрастных отложений структурно-тектонических элементов Пермского Прикамья / Г.П. Хижняк, В.П. Митрофанов / ПермНИПИнефть. - Пермь, 1996. - 15 с.

25.0боснование критических значений фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений / В.П. Митрофанов, Г.П. Хижняк, В.И. Пузиков и др. // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья: Сб. науч. тр. / ОАО ПермНИПИнефть. - Пермь, 1999. -Вып. 2.-С. 92-102.

26.0 кондициях фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенных пород I В.П. Митрофанов, Л.И. Чернова, В.Б. Бейзман, Г.П. Хижняк II Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1999. - N 10. - С. 14-18.

27.Хижняк Г.П. Определение параметров застойных зон порового пространства при фильтрации взаиморастворимых жидкостей // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья: Сб. науч. тр. / ОАО ПермНИПИнефть. - Пермь, 1999. - Вып. 2. - С. 102-110.