Разработка методов исследования пород-коллекторов с целью повышения продуктивности скважин

Паникаровский, Валентин Васильевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методов исследования пород-коллекторов с целью повышения продуктивности скважин
ВАК РФ 25.00.16, Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов исследования пород-коллекторов с целью повышения продуктивности скважин"

На правах рукописи

ПАНИКАРОВСКИЙ ВАЛЕНТИН ВАСИЛЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Специальность: 25.00.^-"Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 2004

Работа выполнена в ОАО "Тюменьгеология" и ООО "ТюменНИИгипрогаз" Научный консультант: доктор геолого-минералогических наук, ст. науч. сотр. Клещенко Иван Иванович.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, ст. науч. сотр. Поляков Евгений Евгеньевич, доктор геолого-минералогических наук, ст. науч. сотр. Топорков Владимир Георгиевич, доктор технических наук, профессор Нереnин Владислав Дмитреевич.

Ведущая организация: Центр рационального недропользования ХМАО им. В.И. Шпильмина, г. Тюмень.

Защита состоится З^МоЛ^рЯ 2004 г. в ^ часов на заседании диссертационного совета Д 216.011.01 при Всероссийском научно-исследовательском институте геологических, геофизических и геохимических систем (ВНИИгеосистем).

Адрес: 117105, г. Москва, Варшавское шоссе д. 8, конференц-зал. Тел. (095) 954-37-28, Факс (095) 958-37-11.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИгеосистем. Автореферат разослан 2004г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор геолого-минералогических наук,профессор

С ^и/СС Лебедев В.С.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Эффективная разработка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири возможна лишь в условиях применения передовых методов и технологий повышения нефтегазоотдачи продуктивных горизонтов.

Важным звеном в комплексе этих работ являются петрофизические исследования, большая часть определений которых используется при подсчете запасов нефтяных и газовых месторождений, составлении проектов разработки, а также при разработке новых методов повышения нефте-газоотдачи пластов. Одной из важных характеристик пород-коллекторов является нефтегазонасы-щенность в начальный период разработки месторождений и остаточная нефтенасыщенность в процессе разработки.

Определение данных параметров затруднено геологическими причинами, связанными с условиями формирования залежей нефти и газа, изменением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов как по площади, так и по разрезу, а также литолого-минералогическим составом пород.

В связи с этим возникают значительные трудности по определению нефтегазонасыщенно-сти пород методами геофизических исследований скважин (ГИС) и лабораторными методами.

Комплекс петрофизических исследований не может дать полную информацию о характере насыщенности породы-коллектора в начальный период разработки и в период падающей добычи.

Отсутствуют методики петрофизических исследований по оценке физико-химических методов увеличения нефтегазоотдачи, а также остаются неисследованными процессы изменения фильтрационно-емкостных свойств расклинивающих материалов при нахождении их в трещине, образующейся в результате гидроразрыва пласта (ГРП).

В связи с этим на данном этапе развития петрофизических исследований следует разработать новые методические подходы к проведению этих исследований, изучить закономерности изменения нефтегазонасыщенности пород-коллекторов на всех этапах разработки нефтяных и газовых месторождений.

В настоящее время по месторождениям Западной Сибири накоплен большой фактический материал о начальной и остаточной нефтегазонасыщенности пород-коллекторов, но остается малоизученным целый ряд проблем, связанных с изучением нефтегазонасыщенности керна, отобранного в скважинах, пробуренных с применением растворов на нефтяной основе (РНО) и специальных глинистых растворах. Отсутствует экспериментальная и методическая база проведения петрофизических исследований по решению вопросов, связанных с увеличением нефтегазоотдачи физико-химическими методами, и определениями

лов для гидроразрыва пласта в пластовых условиях. Существующие методики и стандарты по данным вопросам пока не соответствуют современным требованиям к проведению петрофизиче-ских исследований.

Перечисленные проблемы определяют актуальность работы по теме диссертации.

Цель работы состоит в повышении эффективности петрофизических исследований при подсчете запасов и в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, создании новых методов исследований для определения начальной и остаточной нефтегазонасыщенности, увеличении нефтегазоотдачи и добычи углеводородов.

Основные задачи исследований

1. Разработка петрофизических методов определения нефтегазонасыщенности на образцах керна в лабораторных условиях и исследование влияния проникновения фильтратов буровых растворов на нефтяной основе (РНО) и глинистых растворов на нефтегазонасыщенность образцов керна.

2. Разработка и создание петрофизических методов определения остаточной нефтенасы-щенности на образцах керна, установление петрофизических зависимостей влияния фактора смачиваемости на величину остаточной нефтенасыщенности.

3. Разработка физико-химических методов и технологий для увеличения нефтегазоотдачи.

4. Разработка и внедрение петрофизических методик и устройств для исследования физических свойств расклинивающих материалов для гидроразрыва пласта в термобарических условиях залежей.

5. Разработка методики определения производительности скважин по данным петрофизи-ческих, геофизических и гидродинамических исследований.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось на основе систематизации, обобщения и анализа научно-технической информации путем детального изучения геолого-промысловых и экспериментальных исследований процессов, связанных с отбором керна в скважинах, пробуренных с использованием РНО, а также процессов вытеснения нефти водой и увеличения нефтегазоотдачи физико-химическими методами.

Проводилось теоретическое и экспериментальное обоснование применения петрофизиче-ских методов исследований при определении начальной и остаточной нефтенасыщенности, для разработки новых технологий увеличения нефтегазоотдачи и прогнозирования производительности скважин с учетом ГИС. Большой объем экспериментальных и промысловых исследований.

выполненных по теме диссертации, обработан с использованием современных методов математической статистики и компьютерных технологий.

Научная новизна

1. Разработана методика определения начального нефтегазонасыщения образцов керна, отобранного в скважинах, пробуренных на РНО в зонах предельного нефтегазонасыщения месторождений Западной Сибири, создающая возможность устанавливать начальную нефтегазонасы-щенность пород-коллектров.

2. Разработаны способы весового и ретортного (для образцов малого размера) определений содержания нефти в образцах керна и способ определения остаточной нефтенасыщенности слабо-сцементированных горных пород.

3. Разработаны методики определения остаточной нефтенасыщенности гидрофобных образцов керна и коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности в процессе вытеснения нефти водой.

4. Впервые разработаны методики петрофизического обеспечения физико-химических методов для разработки технологий увеличения нефтегазоотдачи.

5. Разработаны методики исследования физических свойств расклинивающих материалов для закрепления трещин при гидравлическом разрыве пласта, с учетом термобарических условий залежей.

6. Разработана методика прогноза и оценки потенциального дебита по данным петрофизи-ческих, геофизических и гидродинамических исследований, обеспечивающая оптимизацию способов и технологий повышения продуктивности скважин.

Основные защищаемые положения

1. Методика определения начального нефтегазонасыщения образцов керна, отобранного в скважинах, пробуренных на РНО в зонах предельного нефтегазонасыщения месторождений Западной Сибири, создающая возможность устанавливать начальную нефтегазонасыщенность пород-коллекторов.

2. Методика определения остаточной нефтенасыщенности, обеспечивающая применение новых технологических решений:

- способы весового и ретортного (для образцов малого размера) определения остаточной нефтенасыщенности;

- способ определения остаточной нефтенасыщенности на образцах керна с естественной водонасыщенностью;

- способ определения остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород;

- способ определения остаточной нефтенасыщенности гидрофобных образцов керна.

3. Оптимизация технологий физико-химического и физического увеличения нефтегазоот-дачи на основе петрофизических и геофизических исследований.

4. Методика оценки потенциального дебита и оптимизация технологий повышения продуктивности скважин по данным петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований.

Практическая значимость исследований

1. По данным лабораторных исследований керна можно установить влияние проникновения фильтрата РНО на остаточную водонасыщенность пород в зонах предельного нефтенасыще-ния и определить потерю воды в образцах керна при его отборе в зонах недонасыщения.

2. При вытеснении нефти из образцов керна в лабораторных условиях можно определить остаточную нефтенасыщенность и коэффициенты вытеснения нефти в различных зонах насыщения пород-коллекторов с близкими ФЕС.

3. Новые технологические решения моделирования процесса вытеснения нефти водой из пород-коллекторов позволяют более полно учитывать пластовые условия.

4. Использование экспериментальных зависимостей коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности полученных в процессе вытеснения нефти водой, позволит достоверно установить остаточную нефтенасыщенность и характер смачиваемости породы-коллектора.

5 По данным экспериментальных работ на образцах керна можно разрабатывать новые химические составы и технологии для физико-химических методов повышения нефтегазоотдачи.

6. Разработанные новые методики исследования физических свойств расклинивающих материалов для гидравлического разрыва пласта позволяют оценить их пористость и проницаемость в пластовых условиях.

7. Использование методики определения потенциального дебита скважин по данным пет-рофизических, геофизических и гидродинамических исследований обеспечивает возможность прогнозировать производительность скважин.

Реализация работы в промышленности

линскому, Новопурпейскому, Ершовому, Ван-Еганскому, Северо-Комсомольскому, Тевлинско-Русскинскому, Сугмутскому, Приразломному и др. месторождениям Западной Сибири, прошедших апробацию в ГКЗ СССР, в центральной комиссии по запасам при Министерстве геологии СССР в период с 1976 г по 1991 г, в центральной комиссии по запасам при Минтопэнерго РФ с 1991 г по 1996 г, в работах по уточнению начальной нефтегазонасыщенности пород-коллекторов Самотлорского, Варьеганского, Федоровского, Салымского, Уренгойского, Ен-Яхинского, Ям-бургского, Восточно-Сургутского, Повховского и др. месторождений.

Разработаны и внедрены в производство методики исследования влияния проникновения фильтратов буровых растворов на водной и углеводородной основах на фильтрацонно-емкостные свойства и нефтегазонасыщенность пород в тюменской Центральной лаборатории, в институте ТюменНИИгипрогаз. Разработаны, внедрены в производство на предприятиях ОАО "Газпром" руководящие документы, направленные на совершенствование системы вскрытия продуктивных пластов и технологий для интенсификации притока, повышения нефтегазоотдачи продуктивных пластов: РД-00158758-195-97; РД-00158758-232-2002; совершенствование технологии капитального ремонта скважин на Ямбургском, Уренгойском месторождениях: РД-00158758-199-98; РД-00158758-218-2001; РД-00158758-219-2001; РД-00158758-212-2000; РД-00158758-220-2001; РД-00168758-234-2002; РД-00158758-237-2003; НД-00158758-247-2003; НД-00158758-248-2003; НД-00158758-250-2003;НД-04803457-276-2004.

Апробация работы

Основные положения диссертации, результаты научных исследований и внедрений докладывались и обсуждались на областной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Актуальные вопросы геологии нефти и газа Западно-Сибирского бассейна" (Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1985), на областной научно-практической конференции "Развитие геофизических исследований на нефть и газ в Западной Сибири" (Тюмень, 1985), на научном семинаре "Термодинамика процессов нефтедобычи" (Тюмень, 1985), на научном семинаре "Проблемы вскрытия, освоения, исследования и интенсификации притоков коллекторов нефти и газа Западной Сибири, залегающих на больших глубинах" (Тюмень, 1988), на научно-практическом семинаре "Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири, современные методы обработки геолого-геофизической информации" (Тюмень, 1989), на геологическом совещании "Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны" (Тюмень, 1999), на региональном геолого-техиическом совещании "Интенсификация притоков углеводородов из поисково-разведочных скважин" (Тюмень, 2001), на геологическом совещании "Испытание (заканчи-вание) скважин на территории деятельности организаций ОАО "Газпром" (Новый Уренгой. 2002).

Полученные результаты обсуждались на совещаниях и семинарах в Главтюменьгеологин, институтах ЗапСибНИГНИ, СибНИИНП, ЗапсибНИИгеофизика, ТюменНИИгипрогаз, а также на

секциях Ученого Совета институтов ВНИИгеофизика, ВНИИГИК, ЗапсибНИИгеофизика, Тю-менНИИгипрогаз

Публикации. По теме диссертации опубликовано 52 печатные работы, в том числе одна монография, четыре научно-технических обзора, 34 статьи, 13 патентов РФ В рекомендованный ВАК РФ список изданий вошли 38 опубликованных работ М Недра -10, М ИРЦ "Гапзром" -12, М ВНИИОЭНГ-2.М ФИПС -13, Тюмень, ТюмГНГУ-1

Личный вклад. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором или при его непосредственном участии в Главтюменьгеологии, ОАО "Тюменьгео-логия", ООО "ТюменНИИгипрогаз", начиная с 1976 г Основные результаты работы использовались для подсчета запасов нефти и газа месторождений Западной Сибири и создания новых технологий повышения нефтегазоотдачи

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести разделов и заключения, текст изложен на 215 страницах, иллюстрирован 49 рисунками, 31 таблицей, список использованной литературы состоит из 197 наименований

Автор выражает признательность и благодарность д т н, профессору Полякову Е А, д г-м н Клещенко И И , д 1-м н , профессору Каналину В Г, д т н , профессору Блюменцеву А М , д г-м н , профессору Лебедеву В С , д т н , профессору Хозяинову М С , д г-м н Ягафарову А К , к т н Григорьеву А В , к г-м и 1 аужнянскому Г В , к г-м н Сивирину В Я за консультации и помощь при выполнении работы

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении представлена краткая характеристика работы, обоснована актуальность темы, сформулирована цель, поставлены задачи исследований, показана научная и практическая значимость проведенных исследований

В первом разделе представлена характеристика пород-коллекторов и нефтей месторождений Западной Сибири, проведен анализ состояния петрофизических исследований для определения нефтегазонасыщенности пород-коллекторов

В строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурных этажа - фундамент, промежуточный и платформенный

Породы палеозойского фундамента представлены метаморфизированными разностями магматического и осадочного происхождения - граниты, гранодиориты, известняки и др Глубина залегания фундамента изменяется от 3000 м в центральной части и до 10000 м на севере

К промежуточному структурному этажу относятся породы пермотриасового возраста, заполняющие впадины фундамента Толщина этих отложений достигает от 10 до 60 мегйюв Плат-

форменный этаж представлен осадочными породами: песчаниками, алевролитами, аргиллитами, глинами юрского, мелового, палеогеннового, неогенового и четвертичного возраста. Толщина данных отложений изменяется от 3000 м в Среднем Приобье до 10000 м на севере.

Промышленная нефтегазоносность установлена в породах всех вышеперечисленных структурных этажей, но наиболее крупные залежи выявлены в мезокайнозойских отложениях платформенного чехла.

В мезокайнозойском разрезе выделяются четыре нефтегазоносные толщи: апт-альб-сеноманские отложения - пласты ПК; готерив-барремские отложения - пласты группы А, валан-жин-готеривские отложения - пласты группы Б, юрские отложения - пласты Ю, ЮК, М.

Песчано-алевролитовые породы нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири сложены преимущественно мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

По соотношению минеральных частей пород Т.Н. Гуровой выделено пять основных групп песчано-алевролитовых пород: мономинеральные - 90-100 % кварца, до 10 % полевых шпатов и обломков эффузивов; биминеральные - более 90 % кварца и полевых шпатов; полимиктовые - 2590 % обломков пород.

Основным цементирующим материалом песчаников и алевролитов является глинистый материал, представленный каолинитом, хлоритом, гидрослюдой и смешаннослойными - гидрослюда - монтмориллонит.

Глинистый цемент со значительным количеством каолинита распространен в большинстве нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири, а содержание каолинита в большинстве песчано-алевролитовых пород изменяется от 3 до 11 %.

Хлоритовому цементу свойственно пленочное распределение, когда цемент равномерно покрывает зерна. Его содержание колеблется от 0,5 до 6 %.

Характерной особенностью цементов коллекторов месторождений Западной Сибири является присутствие в них смешаннослойных монтмориллонитовых образований, значительно ухудшающих коллекторские свойства пород и обладающих высокими поверхностно-активными свойствами. Карбонатный цемент в коллекторах обычно связан с низкопроницаемыми породами и имеет подчиненное значение для основных, продуктивных горизонтов, где его содержание не превышает первые единицы процентов. Важную роль в формировании емкостных свойств песчаников и алевролитов играют основные породообразующие компоненты. Наиболее подвержены вторичным преобразованиям полевые шпаты, обломки эффузивных пород, слюды, менее подвержены кварц, обломки интрузивных пород. При заполнении порового пространства углеводородами процессы вторичного преобразования пород прекращаются.

Остаточная водонасыщенность пород-коллекторов месторождений Западной Сибири, определённая прямыми и косвенными методами, изучалась В.Н. Корчёмкиным, НА. Пих, Г.В. Тауж-няиским, СИ. Шишигииым и др. для различных по возрасту отложений.

По данным прямых определений водонасыщенности керна, отобранного на безводных растворах, были установлены зависимости количества остаточной водонасыщенности от абсолютной проницаемости для отдельных нефтегазоносных районов Западной Сибири. Наиболее обширный фактический материал был проанализирован по пластам группы А и группы Б Среднего Приобья, в которых при близкой проницаемости наибольшие значения остаточной водонасыщенности наблюдаются в пластах А, а наименьшие - в пластах Б, что объясняется различной степенью уплотнения и сильной глинистостью пластов А.

Многочисленными экспериментальными исследованиями установлено, что значительную роль в формировании остаточной нефти оказывают процессы фильтрации нефтей через породы. Первые исследования фильтрации нефтей через пески проводили И.М. Кусаков, ПА. Ребиндер, К.Е. Зинченко, объяснившие снижение скорости фильтрации нефти образованием коллоидизиро-ванных слоев на поверхности пор, соизмеримых с радиусом пор.

При изучении условий формирования остаточной нефтенасыщенности значительное влияние оказывает физико-химический состав фильтруемых нефтей. Вопросы геохимии нефтей подробно освещены в работах В.М. Березина, А.Э. Конторовича, И.И. Нестерова, Ф.К. Салманова и других исследователей. А.Э. Конторовичем для месторождений Западной Сибири выделяются четыре группы нефтей в зависимости от геологических условий образования и геохимической структуры. К первой группе относятся нефти юрских нефтегазоносных горизонтов Шаимского и Красноленинского районов; вторая группа - нефти пластов Ю| Широтного Приобья; третья - нефти пластов АС, БС, АВ, БВ; четвёртая - нефти сеноманского возраста, пласт ПК1 Согласно приведенной А.Э. Конторовичем классификации, содержание асфальтенов и смол возрастает от юрских нефтей к неокомским. Вместе с тем отмечается увеличение содержания серы и парафинов в нижнемеловых нефтях по сравнению с юрскими.

В практике исследования петрофизических свойств горных пород разработан определенный комплекс исследований, направленный на изучение основных физических параметров, которые используются, главным образом, для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки. В этот комплекс работ включены исследования, охватывающие определение ФЕС и нефтегазонасыщенности пород-коллекторов. В процессе разработки месторождений и особенно на стадии падающей добычи возникает необходимость в проведении нового комплекса работ, который решает проблемы повышения нефтегазоотдачи и оценки фильтрационно-емкостных характеристик пород после воздействия на них водоизолирующих жидкостей, кислотных и щелочных составов, используемых для обработки прискважинных зон. При проведении гидроразрыва пласта появляются новые проблемы с оценкой ФЕС расклинивающих материалов и механических свойств горных пород. Данные проблемы определяют новый комплекс петрофизических исследований, который должен проводиться при разработке нефтяных и газовых месторождений

(рис. 1). В конечном итоге этот комплекс петрофизических исследований должен обеспечить максимальное извлечение запасов нефти и газа при разработке месторождений.

Во втором разделе рассмотрены лабораторные методы моделирования остаточной водона-сыщенности и прямой метод определения остаточной водонасыщенности на образцах керна, отобранного в скважинах, пробуренных с применением растворов на нефтяной основе. Одной из важнейших характеристик пород-коллекторов является нефтегазонасыщенность, точное определение которой имеет решающее значение для подсчёта запасов нефти и газа. Самые достоверные сведения о нефтегазонасыщенности горных пород можно получить путём изучения распределения и содержания в них остаточной воды.

Продуктивные горизонты месторождений Западной Сибири, имея сложное геологическое строение, разнообразный литологический состав, характеризуются постоянно изменяющимся, как по залежи, так и по разрезу количеством остаточной воды, которое в значительной степени зависит от стратиграфической принадлежности и глубины залегания пластов.

Большое число трудов, посвященных проблеме изучения водонасыщенности, принадлежит таким исследователям, как В.М. Березин, Б.Ю. Венделынтейн, Ш.К. Гиматудинов, В.Н. Дахнов, М.И. Калинко, В.Н. Кобранова, С.Г. Комаров, А.А. Ханин и др., в том числе по Западной Сибири, - Ф.Н. Зосимов, А.С. Касов, В.Н. Корчёмкин, Е.И. Леонтьев, НА. Пих, В.П. Санин, СИ. Шишигин и др.

Известны три наиболее широко распространенные источника получения данных о величине остаточной водонасыщенности:

-изучение остаточной воды в образцах керна, отобранного из скважин, пробуренных на

РНО;

-геофизические методы определения остаточной водонасыщенности, основанные на количественной интерпретации каротажных диаграмм;

-лабораторные методы исследования, основанные на воспроизведении пластовых условий образования остаточной воды на экстрагированных образцах керна.

Среди лабораторных методов исследования остаточной водонасыщенности наиболее подробно описаны в отечественной и зарубежной литературе следующие: хлоридный,испарения, метод Мессера, аспирационной термомассометрии, капиллярного впитывания, центрифугирования, капиллярных давлений и вытеснения углеводородными жидкостями.

Самым распространённым лабораторным методом, позволяющим быстро оценивать остаточную водонасыщенность, является метод центрифугирования. Физическая сущность метода состоит в вытеснении из образцов пород воды под действием центробежных сил, возникающих при вращении ротора центрифуги.

Рис 1 Схема проведения петрофизических исследований

Кроме этого, в лабораторной практике по моделированию остаточной водонасыщенности в составных колонках, а также на отдельных образцах, рекомендуют пользоваться методом вытеснения воды из полностью водонасыщенного керна керосином или вязким маслом до тех пор, пока водонасыщенность не будет соответствовать содержанию остаточной воды.

Особое место среди косвенных методов определения остаточной водонасыщенности занимает метод капиллярных давлений. Он позволяет получить наиболее достоверные результаты. Сущность метода состоит в вытеснении воды через полупроницаемую мембрану из водонасыщен-ного образца под воздействием постепенного повышения давления. Следует отметить роль вытесняющей фазы при вытеснении воды из образцов. Использование в качестве вытесняющего агента керосина или нефти наиболее эффективно приближает условия опыта к пластовым. Однако использование метода капиллярных давлений ограничено отсутствием данных о поверхностном натяжении на границе нефть - вода в различных пластах, длительностью опытов, применением мембран с низким давлением прорыва керосина до 0,1 -г 0,12 МПа, воздуха - 0,15 + 0,3 МПа.

Необходимым условием использования рассматриваемых методов для оценки остаточной водонасыщенности пластов является сопоставление их с прямым методом.

Автором на образцах керна Варьёганского месторождения проведено сопоставление результатов моделирования остаточной водонасыщенности широко применяемых в практике лабораторных работ косвенных методов с прямым. Результаты экспериментов представлены в виде графиков зависимости остаточной водонасыщенности от абсолютной проницаемости

для пластов группы БВ.

Как показывает анализ данных зависимостей, в случае моделирования остаточной водона-сыщенности методом вытеснения углеводородной жидкостью значение по сравнению с результатами центрифугирования и капилляриметрии будут завышены на 6 + 8 %, а прямого метода на 14 + 15 %. Для коллекторов с низкими значениями проницаемости эти расхождения сохраняются, а зависимости, полученные по данным центрифугирования и капилляриметрии, приближаются к методу вытеснения. По данным прямою метода сближение зависимостей не происходит (рис. 2).

На месторождении остаточная водонасыщенность, определённая по данным прямого метода, может сильно отличаться от моделируемой. Экспериментально оценить содержание воды с помощью косвенных методов трудно, поэтому необходимо вносить соответствующие поправки, полученные при прямом методе определения.

Изучение водонасыщенности керна, отобранного в скважинах, пробуренных с применением безводных растворов, - одна из важнейших задач при подсчёте запасов нефти и газа.

Поскольку результаты прямых исследований остаточной водонасыщенности зависят от условий отбора и качества промывочных жидкостей, то возникает необходимость в выявлении основных факторов, влияющих на данный параметр.

Ков,% 60

40 30 20 10

3 Ю 30 100 300 КпрДоЛкм2 1ГП2ГГ-|зПЛ4ПП

Рис. 2. График зависимости остаточной водонасыщенности (Ков) от абсолютной проницаемости (Кпр) пластов группы БВ Варьеганского месторождения: 1-прямой метод определения: Ков = 44,7- 10,5 1з КПр; Я = 0.91;

3- капилляриметрия: Ков = 58,5 - 13,0 Кпр; Я = 0,87;

4~ вытеснение углеводородной жидкостью: К0в = 54,7-7,81§ Кпр; Я = 0,62.

При бурении скважин на безводных растворах - РНО процесс капиллярного перераспределения флюидов не должен влиять на содержание остаточной воды в керне.

В результате экспериментальных исследований влияния проникновения фильтрата РНО удалось установить, что остаточная водонасыщенность образцов не меняется, а наибольшее проникновение раствора происходит в коллекторах с проницаемостью от 150-Ю"3 до 500-Ю"3 мкм2, наименьшее - с более низкой проницаемостью. При вскрытии нефтенасыщенных пластов на безводных углеводородных растворах максимальная величина объёмной скорости фильтрации и наибольшие зоны проникновения фильтрата раствора характерны для однородных коллекторов с проницаемостью и более высоких её значений.

Известно, что при вскрытии разреза пород скважиной, пробуренной с применением РПО, встречаются как нефтегазонасыщенные коллекторы, отличающиеся друг от друга количеством и распределением остаточной воды, так и полностью водонасыщенные. Практически, когда вскрытие водонасыщенных пластов происходит на обычных глинистых растворах, наблюдается смешение фильтрата раствора с пластовой водой, а в случае использования РНО, фильтрат его будет вытеснять часть пластовой воды, вплоть до полного затухания фильтрации.

В условиях, когда отбор керна ведётся в переходных зонах от воды к нефти, содержание воды в нём может изменяться от остаточной до свободной, а часть свободной воды при этом будет вытесняться фильтратом раствора. Чтобы установить предел возможного вытеснения воды из керна, автором проведена серия опытов с образцами, пластов группы БВ месторождений Нижневартовского свода имеющими различную водонасыщенность, изменяющуюся от 40 до 100%.

Были исследованы как полностью водонасыщенные образцы, так и слабонефтенасыщен-ные, содержание воды в которых достигает от 50 до 80%, что значительно выше остаточной водо-насыщенности, определенной по данным центрифугирования для коллекторов различной проницаемости, представленных в опытах.

По результатам экспериментов получены зависимости количества вытесненной свободной воды от абсолютной проницаемости. Анализируя данные зависимости, можно установить, что вытеснение свободной воды получено повсеместно и лишь при снижении содержания до 40% вытеснение ее полностью прекращается, а объем вытесняемой воды наиболее высок при проницаемости от 200-10' до 1 мкм2. В расположении установленных зависимостей наблюдается характерная закономерность - выше всех находятся точки для полностью водонасыщенного керна, а остальные точки расположены ниже, в соответствии со снижением содержания воды в образцах керна (рис. 3).

С Л» ___

> ••

• • А ~ - —S*-» Д - —• \1 \3

• А Л-—* с Л Л о о

10 100 Krip. 1Ó3 мкм2

100% 80% 60% 50%

Рис.3. Зависимость количества воды вытесненной из образцов фильтратом РНО (С) от абсолютной проницаемости (Кпр) при различной водонасыщенности:

1 - С = 20,764 - 2,872 lg КПР; R = 0,45;

2 - С = 14,68 + 4,39 lg Кпр; R = 0,83;

3 - С = 10,6 + 4,93 lg КПр; R = 0,79.

Наиболее значительные изменения насыщенности происходят в составе газовой фазы, большая часть которой удаляется из керна при его разбуривании и подъёме на поверхность. В

практике экспериментальных работ с керном, имеющим естественную водонасыщенность, иногда высказывается мнение о вытеснении из него при выделении газа не только нефти, но и остаточной воды.

Наиболее интенсивно процессы перераспределения флюидов происходят в высокопроницаемых слабосцементированных коллекторах, каковыми в Западной Сибири являются песчано-алевролитовые породы сеномана.

Оценка влияния выделения газа на водонасыщенность пород проведена на слабосцементи-рованных образцах песчаников и алевролитов сеноманского возраста Ямбургского месторождения. В опытах использовалась практически безводная проба раствора на углеводородной основе, который повсеместно применяется при отборе керна. В результате экспериментальных исследований эффекта выделения из образцов керна свободного газа удалось установить, что остаточная во-донасыщенность песчаников не изменяется, следовательно, процесс капиллярного перераспределения флюидов при выделении свободного газа существенного влияния не оказывает на количественное содержание остаточной воды.

Известно, что проникновение твёрдой и жидкой фаз глинистого раствора в нефтегазоносные пласты изменяет их насыщенность пластовыми жидкостями в зоне проникновения. Вместе с тем керн, отобранный в данных скважинах, оказывается многократно промытым фильтратом раствора, и начальную нефтенасыщенность его установить невозможно.

Исследованиями фильтрации пяти модификаций глинистых растворов, предлагаемых для вскрытия газоносных пластов сеномана, выполненных автором в лабораторных условиях на образцах песчаников Заполярного месторождения, установлено, что наиболее приемлемы для отбора керна, с целью определения его водонасыщенности, растворы, имеющие в своем составе гидрофобные поверхностно-активные вещества (ПАВ) с низким содержанием глинистых частиц и малой водоотдачей. Непромытыми фильтратами данных типов растворов оказались образцы песчаников с проницаемостью от 10 до 50-10 Змкм2, а высокопроницаемые разности (КПР=28010-3МКМ2) сохраняют водный фильтрат даже после обратной фильтрации керосина.

Третий раздел посвящен решению проблемы определения остаточной нефтснасыщенности на образцах керна.

Вопросы вытеснения нефти водой из пористых сред освещены в значительном количестве работ отечественных и зарубежных ученых - Дж. Амикса, В.М. Березина, Ш.К. Гиматудинова, Н.С. Гудок, А.С. Касова, М.К. Калинко, А.Г. Ковалёва, Ф.И. Котяхова, Ф. Крейга, В.Г. Оганджа-нянца, Г.Ф. Требина, Б.И. Тульбовича и др.

В настоящее время установлено, что горные породы, их состав и свойства насыщающих флюидов в значительной мере влияют на распределение остаточной нефти в них.

В процессе разработки залежей нефти происходит обводнение нефтегазоносных пластов и отдельных интервалов внутри них.

Оценка остаточной нефтенасыщенности обводнённых зон месторождений Западной Сибири промыслово-геофизическими методами весьма затруднительна ввиду низкой минерализации пластовых и закачиваемых вод, а также влияния значительных зон проникновения фильтрата бурового раствора.

Экспериментально остаточная нефтенасыщенность может определяться при лабораторных опытах по вытеснению нефти водой из образцов керна. Полученные при этом результаты оказываются близкими к средним значениям остаточной нефтенасыщенности керна, отобранного в промытых зонах месторождений. Для изучения остаточной нефтенасыщенности в лабораторных условиях использовался ряд известных методик определения коэффициентов вытеснения нефти водой, на основе которых была создана аппаратура и разработан отраслевой стандарт по исследованию данного параметра - ОСТ 39-195-86.

Учитывая особенности геологического строения продуктивных горизонтов, свойства насыщающих флюидов месторождений Западной Сибири, была создана экспериментальная установка на основе аппаратуры для исследования проницаемости кернов УИПК-1М. При изготовлении и конструировании её основных частей был использован опыт БашНИПИнефти, ВНИИнефти, Сиб-НИИНП и других научных организаций.

Вытеснение нефти из пористых сред производилось моделью сеноманской воды, применяемой для заводнения основных продуктивных горизонтов. Основным условием закачки воды в составные образцы является подача воды с постоянной скоростью, близкой к реально существующей в пластовых условиях при разработке месторождений, но не более 2 м/сут.

Остаточная нефтенасыщенность образцов керна после опыта определяется объёмным, экс-тракционно-дистилляционным, весовым и электрическими методами.

Объёмный способ определения К о н может применяться как в процессе опыта по вытеснению, так и в окончательных расчётах остаточной нефти для колонок образцов.

Данный способ определения наиболее приемлем в опытах с образцами, имеющими объём пор более 40-50 см и в большинстве случаев не даёт точного результата из-за значительных потерь нефти в мёртвых объёмах, подводящих капиллярах, вентилях и др. и использовался нами как контрольный в ходе экспериментов.

Весовой способ определения остаточной нефтенасыщенности для условий обработки керна Западно-Сибирских месторождений был предложен А.С. Касовым. Он рассчитан на определение остаточной нефтенасыщенности по результатам взвешивания образцов в воде и воздухе. При использовании данного способа взвешивание в воде даёт более точные результаты, так как устраняются многие погрешности, связанные с обкаткой образцов и испарением с их поверхности влаги. Кроме того необходимо с высокой точностью определять плотности жидкостей, которые используются в опытах при взвешивании.

Для упрощения расчёта остаточной нефти весовым способом автором совместно с ЕА. Поляковым предложено ввести дополнительное взвешивание образца, насыщенного водой в нефти, используемой для создания начальной нефтенасыщенности, и рассчитывать Л'он по формуле:

где - масса образца, насыщенного водой, в воде и нефти, кг;

мъ - масса образца после опыта с водой и нефтью, кг; - коэффициент пористости, доли.

Применение данной формулы освобождает от замеров плотностей жидкостей, используемых в опытах, что повышает точность расчётов остаточной нефти.

Наиболее распространенным лабораторным методом определения водонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности является метод дистилляции воды и экстракции нефти, предложенный Дином и Старком в аппарате ЛП-4, а затем усовершенствованный Заксом. Определения ведутся с растворителями нефти, кипящими при температуре 110°С. Указанный способ находится в большой зависимости от применяемой в ходе эксперимента аппаратуры. При работе с большими образцами, объём пор ( ) которых превышает 5-6 см3, можно использовать аппарат Закса.

При исследовании водонасыщенности образцов с помощью аппарата Закса

результаты определений, как правило, получаются неудовлетворительными из-за потерь части воды в связи с утечкой её паров через шлифы прибора и конденсацией на стенках сосуда.

С целью повышения точности определения водонасыщенности пород, а вместе с ней и остаточной нефтенасыщенности, предложено использовать теплостойкий сосуд, соединенный внизу с холодильником, в который устанавливается образец породы. При нагревании сосуда до 150-180°С испаряющиеся пары воды конденсируются в холодильнике и собираются в пробирку, по количеству которой судят о водонасыщенности керна.

На основании анализа полученных результатов остаточная нефтенасыщенность наиболее достоверно определяется весовым методом по данным взвешивания образца в насыщаемой нефти без замеров плотностей жидкостей, используемых в опытах, а также установлена возможность применения экстракционно-дистилляционного способа при отгонке воды из образца в присутствии паров керосина.

В настоящее время основная часть добычи нефти в Западной Сибири ведётся из глубокоза-легающих пластов, имеющих высокую пластовую температуру и значительные пластовые давления. В связи с тем, что при оценке выработки запасов нефти и газа из глубокозалегающих пластов по их остаточной нефтенасыщенности, был разработан и внедрён отраслевой стандарт ОСТ 39-195-86, в котором изложены основные требования к методике проведения опытов по определению коэффициентов вытеснения нефти водой в лабораторных условиях и приведена схема экспериментальной установки.

Однако, учитывая особенности геологического строения, термодинамику продуктивных горизонтов, следует уделять значительное внимание моделированию эффективного и внутреннего давлений при проведении экспериментов по вытеснению нефти водой.

В результате проведенных работ для решения данной задачи предложены: кернодержатель со специальной автономной камерой, которая может воспроизводить пластовые скорости продвижения воды в залежи; система создания внешнего давления, представленная установкой ОФС-П; термостатирующий шкаф для поддержания постоянной температуры в образцах и прокачиваемых жидкостях. С целью изучения влияния эффективного давления и скоростей продвижения воды на коэффициент вытеснения проведены специальные исследования на образцах керна Уренгойского и Родникового месторождений, которые показали, что существенных различий в величине коэффициента вытеснения при газопроницаемости - 40-10-3 мкм2 не происходит.

Значения коэффициентов вытеснения для Родникового месторождения, полученные при эффективных давлениях, оказываются на 5 +7 % ниже, чем по общепринятой методике.

Процесс формирования остаточной нефти в пористых средах определяется распределением в ней нефти и остаточной воды. Вместе с тем известно, что на условия формирования остаточной нефтенасыщенности оказывает суммарный эффект взаимодействия нефти и вытесняющей воды с породой. Исследованиями Ш.К. Гиматудинова, М.Л. Сургучева установлено, что с повышением гидрофильности остаточная нефтенасыщенность пород уменьшается, при повышении гидрофоб-ности пород она увеличивается.

Наиболее доступными средствами изучения капиллярных процессов вытеснения нефти водой из пористых сред являются лабораторные исследования. Механизм вытеснения нефти из образцов пород, которые подвергались экстракции бензолом, изменяется вследствие искусственной гидрофилизации пор в процессе моделирования остаточной водонасыщенности. Поэтому для изучения процессов вытеснения необходимо использовать образцы с ненарушенной водонасыщенно-стью, то есть отобранные на углеводородных растворах. В реальных условиях керн таких скважин в различной степени оказывается промытым фильтратом бурового раствора - дизельным топливом. При проникновении фильтрата в керн, вытеснение остаточной воды, как правило, не происходит, однако, при увеличении её содержания до уровня свободной, процесс вытеснения становится возможным. В связи с этим при постановке опытов по вытеснению нефти водой на таких образцах следует учитывать, из какой зоны взяты исследуемые образцы.

Из однородного по литологическим и коллекторским свойствам кусочка керна, взятого из интервалов зоны предельного нефтенасыщения, под слоем масла выгачивались два образца. По параллельному образцу предварительно определялись водонасыщенность, и после экстракции -газопроницаемость.

Подбор образцов в колонки осуществлялся по принадлежности их к одному интервалу зоны насыщения и близкими значениями проницаемости.

Основное отличие от существующих методик - это очистка порового пространства пористых сред от остатков фильтрата углеводородного раствора путём прокачки керосина до полного осветления выходящей струи и стабилизации фазовой проницаемости по керосину. Дальнейший этап работ по донасыщению образцов моделью нефти проводят в обычном режиме. Вытеснение нефти осуществлялось водой, используемой для поддержания пластового давления, при реально существующих в пластах скоростях продвижения воды. После окончания процесса вытеснения нефти в каждом образце определялось содержание остаточной нефтенасыщенности экстракцион-но-дистилляционным способом, и рассчитывался коэффициент вытеснения нефти.

Остаточная нефтенасыщенность при этом рассчитывается по данным экстракционно-

дистилляционного метода, но с учётом первоначальной водонасыщенности по параллельному кусочку керна.

По рассматриваемой методике автором проводились исследования процессов вытеснения нефти на образцах пластов Варьёганского и Уренгойского месторождений. При отборе

керна на данных месторождениях выдерживались основные требования к условиям отбора и герметизации образцов.

При сравнении результатов опытов, полученных на образцах с естественной и искусственно смоделированной водонасыщенностью, можно отметить, что неэкстрагированный керн более гидрофобен, чем подвергшийся экстракции, то есть остаточная нефтенасыщенность у близких по проницаемости образцов оказывается выше, чем у экстрагированных.

Однако при разработке нефтяных залежей, приуроченных к слабосцементированным коллекторам, приходится использовать, главным образом, данные промысловых исследований. Лабораторные эксперименты на слабосцементированных образцах керна затруднены из-за отсутствия стандартов и методик. При работе с сцементированными образцами все определения параметров проводятся в соответствии с ОСТ 39-195-86.

В случае проведения экспериментов с слабосцементированным образцом керна не удаётся получить достоверные сведения о нефтенасыщенности горной породы, так как он раскалывается, образуя рыхлую неоднородную массу, состоящую из кусочков, сохранивших свою структуру и разрушенной (сыпучей) части породы. Для проведения экспериментов отбирается рыхлая часть керна и сцементированные кусочки, которые экстрагируют спирто-бензольной смесью. После экстракции керн высушивается при температуре 105 °С и взвешивается. В образцах методом капиллярной пропитки моделируется остаточная водонасыщенность и путем насыщения керна керосином под вакуумом начальная нефтенасыщенность. Слабосцементированиый образец керна укладывают в цилиндрический контейнер, заполненный рыхлой частью керна, который помещают в кернодержатель установки, моделируют пластовые условия: эффективное давление и температуру. Донасыщают образец керосином, замещают его нефтью. Вытесняют нефть водой и экстракци-онно-дистилляционным способом определяют остаточную нефтенасыщенность.

В таблице 1 приведены данные определения остаточной нефтенасыщенности слабосцемен-тированных образцов керна, выполненные на песчаниках сеноманских отложений СевероКомсомольского месторождения.

Месторождения Западной Сибири имеют сравнительно молодой возраст формирования залежей и для них характерно наличие значительных зон недонасыщения, разделяющих водоносные зоны и зоны предельного нефтенасыщения. Водонасыщенность продуктивных пластов в пределах каждого месторождения определяется изменением литолого-коллекторских свойств пород и условиями формирования залежей.

Таблица 1. Результаты определения остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных образцов керна

Номер Номер Интервал, Открытая Остаточная

опыта скважины м пористость, нефтенасыщенность,

% %

1 440 1102-1112 33,1 47,9

2 33,8 47,6

3 31,8 30,4

4 31,4 31,5

5 31,9 46,7

Характер изменения водонасыщенности, по мнению В.Н. Корчёмкина (1983) для стабилизированных зон имеет очагово-полосовидный или зонально-структурный характер с постепенным снижением её значений по мере удаления от ВНК; в недонасыщенных зонах, по мере приближения к ВНК, водонасыщенность быстро возрастает. Толщины зон недонасыщения на отдельных месторождениях Западной Сибири могут достигать 10-40 м.

При обосновании коэффициентов нефтеотдачи отдельных пластов и залежей используются значения остаточной нефтенасыщенности, определенные в лабораторных условиях для зон предельного нефтенасыщения, а для зоны недонасыщения такие исследования, как правило, не проводятся. Однако при значительных линейных размерах залежей месторождений в зонах недонасыщения могут быть сосредоточены существенные извлекаемые запасы нефти. Изучение влияния начальной нефтенасыщенности на коэффициент вытеснения и остаточную нефтенасыщенность выполнено автором в лабораторных условиях. Эксперименты проводились на образцах естественных песчаников и алевролитов пласта Ю| Урьевского и Ершового месторождений с моделированием пластовых условий вытеснения нефти водой.

Полученные зависимости подтверждают положение о том, что с повышени-

ем гидрофильности пород уменьшается остаточная нефтенасыщенность и увеличивается полнота вытеснения нефти.

В промыслово-геофизической практике необходимость применения исследований физических свойств горных пород обусловлена использованием этих данных при качественной и количе-

ственной интерпретации геофизических методов. В качестве относительной характеристики неф-тегазонасыщенности коллектора используют коэффициент увеличения сопротивления

В лабораторных условиях экспериментально по результатам замеров удельных электрических сопротивлений (УЭС) образцов с различной степенью насыщенности получают зависимости коэффициента увеличения сопротивлений от водонасыщенности.

Вопросам изучения этих зависимостей посвящены работы В.Н. Дахнова, М.Г. Латышовой, С.Г. Комарова, В.Н. Кобрановой, Е.И. Леонтьева и др.

Авторы, обращаясь к вопросу создания в породах-коллекторах остаточного водонасыще-ния для построения зависимостей так и не выработали единой методики, поскольку

большинство косвенных методов требуют корректировки по прямому методу.

Величина может значительно изменяться в зависимости от степени водонасыщенности

и наличия в порах образцов углеводородных жидкостей. Для решения вопроса о характеристике вытеснения нефти из пласта и количественной оценки остаточной нефтенасыщенности образцов при упруговодонапорном режиме разработки залежей, были определены для различных этапов экспериментов вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Измерение УЭС осуществлялось по четырёхэлектродной схеме на резистивиметре КР-1 при полном насыщении порового пространства пластовой водой, а также в условиях, когда в образцах была смоделирована остаточная водонасыщенность методами центрифугирования или капиллярной вытяжки, а начальная неф-тенасыщенность - насыщением порового пространства керосином. Окончательные замеры УЭС образцов керна были проведены после завершения работ по вытеснению нефти водой.

Результаты экспериментальных работ, выполненные по предложенной методике, представлены зависимостями Рк = /(/^в)для различных классов коллекторов месторождений Западной

Сибири. Основная часть исследованного керна имела преимущественно полимиктовый состав и лишь образцы шеркалинской пачки Талинского месторождения представлены кварцевыми песчаниками.

Диапазон изменения проницаемости для каждой коллекции образцов был весьма различным. Если большинство песчаников Ягунского месторождения имели проницаемость 250-г 300-10"3 мкмг, Родникового месторождения - Уренгойского месторожде-

ния - то образцы шеркалинской пачки отличались низкой проницаемостью

- 24- 10-Ю"3 мкм2.

Анализ полученных зависимостей показывает, что при близких значениях водонасы-щенности весьма различен и зависит не только от количества воды, но и минералогического состава пород. Величина при одной и той же водонасыщенности у кварцевых коллекторов значительно выше, чем у полимиктовых. Такие изменения у различных по литологическому составу коллекторов Е.И. Леонтьев объясняет наличием у полимиктовых песчаников нолевых шпатов и других неустойчивых к химическому выветриванию обломков пород, поверхности которых

упрощают пути токовых линий за счёт глинизации. Различная степень отклонения кривых в сторону снижения величины для полимиктовых коллекторов обусловлена различной степенью

водонасыщенности, которая в значительной степени зависит от наличия глинистого материала и гидрофильности коллекторов пластов БСю-п> БУ$.9, БС||.цЯгунского, Уренгойского, Родникового месторождений соответственно.

Для образцов керна, использованного в опытах, данные явления наиболее эффективно проявились в кварцевых коллекторах шеркалинской пачки, которые приобрели гидрофобные свойства, показатель смачиваемости (л) которых достигает 3 -5-2,3, менее выражены они у полимикто-вых, где и изменяется в пределах а породы относятся к слабогидрофобными. При сопос-

тавлении зависимостей полученных по данным определений на керне скважины 207

Уренгойского месторождения, пробуренной на РНО, и лабораторных опытов по вытеснению нефти из образцов керна этого месторождения, установлено, что по показателю смачиваемости п = 2,б образцы с ненарушенной насыщенностью оказываются более гидрофобными, чем используемые в опытах при п = 2,2.

Смачиваемость пород флюидами в значительной степени зависит от их минерального состава, а также от свойств насыщающих поровое пространство коллекторов жидкостей. Особый интерес для исследователей представляет изучение гидрофобности, т.е. преимущественного смачивания минеральной части пород углеводородами.

Предварительным критерием гидрофобности образцов горных пород является фактор не-донасыщения порового пространства моделью пластовой воды по существующим стандартным методикам. Недонасыщение пор моделью пластовой воды легко определить в ходе эксперимента по вытеснению нефти, когда после завершения опыта масса образца с остаточной нефтью и внедрившейся в него водой превышает начальную массу полностью водонасыщенного образца. Неоднократное экстрагирование образцов спиртобензольной смесью, а также попытка насыщения их водой в установке под давлением не приносит должного результата.

При обработке фактического материала, полученного на гидрофобных образцах, необходимо внесение соответствующих поправок в определение открытой пористости и остаточной нефте-насыщенности. Для внесения данных поправок расчитывается новый объём пор образца с учетом массы образца с водой и остаточной нефтью, массы воды, отогнанной из него в аппарате Реторта после проведения работ по вытеснению нефти водой по выведенной автором формуле:

Р н Ръ

где -объем пор образца, м3;

- масса сухого образца, кг,

- масса воды, извлеченной из образца в аппарате Реторта, кг;

- масса образца с водой и остаточной нефтью, кг;

рн - плотность нефти, кг/м3; ръ - плотность воды, кг/м3.

Расчет нового объема пор способствует увеличению объёма пор, открытой пористости и остаточной нефтенасыщенности. Кроме этого для изучения явлений гидрофобности можно использовать метод замера удельных электрических сопротивлений, где по полученным в процессе опытов зависимостям коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщеиности можно судить о характере смачиваемости порового пространства коллекторов. Степень отклонения этих зависимостей в ту или иную сторону свидетельствует об изменении характера смачиваемости в процессе проведения экспериментов. Рассматривая эти зависимости, можно сделать вывод, что многократная экстракция спиртобензольной смесью гидрофобных образцов не может привести к полной гидрофилизации порового пространства, поскольку гидрофобные свойства керна фактически сохраняются, хотя и происходят изменения смачиваемости.

В четвертом разделе рассмотрены проблемы петрофизического обеспечения физико-химических методов увеличения нефтегазоотдачи.

На прискважинную зону пласта оказывают физическое, химическое и комбинированное воздействие с целью вовлечения в разработку невыработанных нефтегазонасыщенных толщин. С целью ограничения водопритока в скважины проводят гидрофобизацию водопроявляющих интервалов и закачивают в эти зоны закупоривающие вещества или композиции реагентов-диспергантов. Большинство этих технологий разработаны в институтах ВНИИнефть, НИИнсфтс-промхимия, ВНИИКрнефть, БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, ЗапСибБУРНИПИ, СибНИИНП, ТюменНИИГипрогаз и др. В последнее время широкое применение нашли технологии НИИнеф-теотдача, НПО "Нефтегазтехнология".

Большой вклад в исследования процессов физико-химического воздействия на горные породы с целью разработки новых технологий для увеличения продуктивности скважин и повышения нефтегазоотдачи внесли СМ. Вайншток, С.Г. Галеев, А.И. Есипенко, А.Г. Нугайбеков, С.Г. Сафин, А.К. Ягафаров и др.

Перечень причин, вызывающих ухудшение проницаемости прискважинной зоны пласта (ПЗП), подразделяется на четыре группы: технологические; геологические; физико-химические; термохимические.

Технологические причины обусловлены загрязнением ПЗП твердыми частицами бурового раствора и водными фильтратами. Твердой фазой блокируется наиболее проницаемая часть пласта. Особенно неблагоприятное влияние оказывают жидкости высокой плотности, утяжелённые баритом, железорудным концентратом (ЖРК).

Для того, чтобы оценить влияние различных геологических факторов на фильтрационно-емкостные свойства, их следует разделить на две группы: факторы, вызывающие ухудшение ФПС; факторы, способствующие улучшению ФЕС.

К факторам, обеспечивающим снижение ФЕС, относятся: тип цемента, состав цемента и его количество. При содержании в песчаниках от 5 до 8 % глинистого цемента его проницаемость достигает одного мкм2, остаточная водонасыщенность - от 15 до 20 %, а при увеличении содержания цемента до 20 % проницаемость снижается и составляет от 5 до 10 • 10'3 мкм2, остаточная водонасыщенность повышается от 40 до 60 %. Основным цементирующим веществом пород-коллекторов является каолинит, хлорит, гидрослюды. Монтмориллонитовые образования играют главную отрицательную роль при снижении проницаемости ПЗП. Присутствие в составе цемента хлорита и регенерационного кварца приводит к снижению ФЕС пород. Хлорит и регенерационный кварц обволакивают обломки зёрен, образуя вокруг них каёмки, выходящие в поровое пространство, перекрывают сечение пор и снижают проницаемость коллектора. Породы, сцементированные карбонатным материалом, относятся обычно к слабопроницаемым и непроницаемым. Присутствие в составе коллекторов обломков пород, слюды способствует значительному ухудшению ФЕС, так как сокращается сечение поровых каналов, а слюды, обладающие способностью к миграции, могут перекрывать поры.

К факторам, способствующим улучшению ФЕС, относятся преобразования полевых шпатов, дисперсных глинистых и других минералов в каолинит. Такие явления сопровождаются выносом и трансформацией вещества при увеличении объёма и сообщаемости порового пространства, которое увеличивается от 10 до 30 %, а сорбционная ёмкость вещества снижается до 10 раз.

Физико-химические причины обычно связаны с проникновением воды в пористые среды и увеличением водонасыщенности пород в ПЗП. Если пласт обладает гидрофильной смачиваемостью (т.е. cos 0 >0), то создаются благоприятные условия для проникновения водного фильтрата в глубь пласта. Для пород с гидрофобной смачиваемостью зоны проникновения водного фильтрата незначительны. Образование в ПЗП в процессе эксплуатации асфальто-смолистых веществ, приводит к образованию эмульсий, вызывающих дополнительную закупорку отдельных пор.

Среди факторов, способствующих ухудшению коллекторских свойств, наиболее распространены -образование газовых гидратов в скважинах, ретроградная конденсация высших углеводородов и отложение органических соединений в ПЗП.

К термохимическим причинам, снижающим продуктивность скважин, относится образование асфальтосмолопарафиновых образований (АСПО), которое происходит в ПЗП из-за изменений термо - и гидродинамических условий - снижения температуры, давления и разгазирования нефти.

Степень взаимодействия кислотных составов с образцами горных пород определяется на растертых в порошок пробах. Пробы утяжелителя не растираются в порошок, а сухая навеска полимера растворяется в водной среде.

С целью подбора рецептур кислотных составов и определения степени растворимости пород были проведены экспериментальные работы на растёртых образцах валанжинского керна Ям-

бургского месторождения. Для экспериментов использовались кислотные растворы, концентрации которых соответствуют составам, используемых при обработке ПЗП эксплуатационных и разведочных скважин, а также растворы более низкой концентрации. Проведённые эксперименты показали, что кислотные составы 20 % НС1 + 15 % ИБ и 12 % НС1 + 1.5 % ИБ растворяют от 10 до 11,8 % твёрдой фазы пород. Снижение концентрации соляной кислоты в растворе до 10% приводит к снижению растворимости твердой фазы.

Процесс растворения проб утяжелителя в кислоте проводился в воздушном термостате при температуре 105 °С, что соответствует пластовым условиям ачимовских отложений. Для проведения экспериментов использовались пробы железорудных концентратов ЖРК-1; ЖРК-2, которые входят в состав утяжелителей при вскрытии ачимовских отложений. Проба ЖРК-1 растворилась на 84,2 %, а проба ЖРК-2 только на 30,2 % из-за присутствия в ней большого количества силикатных примесей.

Перевод в растворимое состояние барита проводился методом конверсии раствором кальцинированной соды с дальнейшим растворением в соляной кислоте при температуре 105 °С. В экспериментах исследовались различные типы баритов, которые применяют в качестве утяжелителей при вскрытии ачимовских и юрских отложений, где пластовые температуры изменяются от 105 до 115 °С. Опыты по конверсии и растворению проводились в четыре этапа: на первом этапе проба барита помещалась в 20 % - ный раствор кальцинированной соды для проведения конверсии в течение четырёх часов, на втором этапе проба растворялась в 20 % - ной соляной кислоте, на третьем этапе проба подвергалась воздействию 15 % - ной плавиковой кислотой с целью растворения силикатных примесей, а на последнем этапе проба растворялась в 20 % - ной соляной кислоте. Температура проведения экспериментов для всех этапов исследований составляла 105 °С.

Анализируя серию этих экспериментов, следует сделать вывод, что степень растворимости барита зависит от наличия силикатных примесей. Если чистая соль Ба804 растворяется до 89,3 %, то различные типы утяжелителей на базе барита растворяются от 31,2 до 41,2 %.

Основной составляющей полимерглинистых растворов являются полимеры - карбоксиме-тилцеллюлоза (КМЦ), карболигносульфонат пековый (КЛСП), Кеш-ра8, содержание которых в растворе может изменяться от десятых долей до 5 %. При проведении экспериментов были отобраны пробы полимеров КМЦ, КЛСП и Кеш-ра8. Для перевода в растворимое состояние полимеров использовался раствор 24 % - ной соляной кислоты и ацетона, а также раствор 20 % - ной соляной кислоты. При взаимодействии 5 % - ных растворов КМЦ с ацетон-кислотным раствором растворилось от 80,5 до 92 % полимера; 5 % - ный раствор КЛСП и 5 % - ный раствор Кеш-ра8 растворились в ацетон-кислотном растворе от 29,4 до 33,7 %. В случае реакции 5 % - ного раствора КМЦ, 4 % - ного раствора КЛСП, 5 % - ного раствора Кеш-ра8 с 20 % - нон соляной кислотой растворилось 90,2 % полимера КМЦ, 34,0 % полимера Кеш-ра8 и 43,3 % полимера КЛСП.

Проницаемость горной породы после взаимодействия ее с кислотными составами, применяемыми для обработки ПЗП, будет определять возможность проведения кислотных обработок. Перед обработкой горной породы кислотой необходимо проведение специальных исследований, связанных с изучением вещественного состава и подбором кислотного состава определённой концентрации для обработки данного типа пород. Исходя из этого положения, работы по взаимодействию образцов горных пород с кислотными составами необходимо проводить в два этапа. Первый этап - подбор состава и концентрации кислоты для обработки данного типа пород, выполняемый на кусочках керна или растертых образцах. Второй - определение проницаемости кернового материала до и после воздействия кислотным составам.

С целью определения влияния кислотных составов на увеличение проницаемости горных пород были проведены эксперименты по закачке в керн кислотных составов, применяемых для обработки ПЗП на Уренгойском и Ямбургском месторождениях.

На гистограммах распределения пор по размерам до обработки и после обработки кислотой наглядно видно, что увеличение размера пор происходит только в диапазоне мелких пор радиусом от 0,146 до 0,912 мкм, поровые каналы радиусом, превышающим 1,619 мкм, увеличиваются в размерах незначительно и не превышают 1 % от начального радиуса (рис. 4).

Объем пор, % 25

20 15 10 5 0

10,12 7,39 5,72 3,63 1,62 0.91 0.58 0,41 0.15

Размер пор, мкм

^^Цлиопьпа [ | после опыта

Рис. 4. Распределение пор по размерам до - и после воздействия кислотного состава

(Уренгойское месторождение, скв. 6401, обр. 76. Абсолютная проницаемость: до опыта - 16,6 • 10-3мкм2; после опыта - 21,5 -10-3мкм2. Открытая пористость: до опыта -15,9 %; после опыта -19,3 %).

В практике вскрытия и освоения нефтяных и газовых залежей возникает необходимость в оценке влияния проникновения фильтратов буровых, цементных растворов, жидкостей глушения скважин, водоизолирующих составов на фильтрационные характеристики пород.

Наиболее полную картину распределения кольматирующего породу состава и насыщающего ее флюида даёт изучение структуры порового пространства породы до - и после воздействия на него фильтратов растворов, водоизолирующих жидкостей (рис.5).

Широко распространенным и доступным для нашего случая является метод центрифугирования, методические основы которого рассмотрены Б.И. Тульбовичем. Основы данной методики были апробированы при проведении экспериментальных работ с водоизолирующими составами на валанжинских образцах керна Уренгойского месторождения. Водоизолирующие составы используются с целью изоляции водопроявляющих интервалов в процессе строительства скважин, когда в вскрываемом разрезе встречаются высоконапорные водоносные горизонты или для обработки обводнившихся интервалов в период эксплуатации скважин.

С целью изоляции водопроявляющих интервалов в последнее время широкое развитие получил метод физико-химической кольматации, когда в поровом пространстве пород в результате химических реакций происходит взаимодействие между закачиваемыми реагентами, пластовыми флюидами и породой. Продуктами этих реакций могут быть или кристаллические или аморфные осадки. В наших экспериментах использовались солевые растворы и композиции, изготовляемые на базе кремниевой кислоты и отходов переработки древесины.

Для определения объёма и размера пор, занятых кольматирующим составом, методом центрифугирования снимается порометрическая характеристика керна в виде гистограмм распределения пор по размерам до и после кольматации.

На приведённой совмещенной гистограмме (рис. 5) наглядно представлено, что доля основных проводящих поровых каналов сократилась в два раза. Основными капиллярами, перекрытыми кольматирующим составом, оказались поры радиусом 0,912 + 1,610 мкм.

Фильтрационно-емкостные свойства породы изменились в различной степени: проницаемость снизилась примерно в двадцать раз; пористость - на 1 %.

Выделение интервалов для проведения кислотных обработок обычно проводят после лабораторных исследований образцов керна, отобранного из продуктивных пластов.

После проведения экспериментальных работ определяют тип кислотных обработок для соответствующего интервала продуктивного пласта. Не смотря на то, что данный способ имеет высокую эффективность для выбора химической обработки пласта, в процессе работы с образцами горных пород приходится сталкиваться с целым рядом трудностей: керновый материал отбирается в единичных скважинах, вынос которого из скважины недостаточен для характеристики разреза. В этом случае необходимо привлекать данные исследования керна и геофизические исследования скважин.

5.72 7.39 10.12

1*а»мср пор, мкм

|;юимыи | | после они ¡а

Рис. 5. Гистограмма распределения пор в образцах керна до и после кольматации:

А. Образец ,№1. Абсолютная проницаемость - 26,5 • Ю 'мкм2; проницаемость по воде до опыта 3,76 • 10"'мкм2, после опыта - 0,8 • 10'5мкм2; пористость до опыта -17,1 %, после опыта-16,8%.

Б. Образец №2. Абсолютная проницаемость - 99,7 • 10"'мкм2; проницаемость по воде до опыта - 4,59 • КТ'мкм2, после опыта - 0,21 • 10"3мкм2; пористость до опыта -18,3 %, после опыта-17,7%. Проблему растворимости пород-коллекторов Западной Сибири в кислотных растворах следует связывать с составом цементирующего вещества. Среди основных глинистых минералов, составляющих цемент пород, которые наиболее активно растворяются кислотах, выделяются железистые хлориты. Каолинит, гидрослюды и магнезиальные хлориты оказываются устойчивыми к действию кислот.

Автором проведены исследования связи магнитных свойств валанжинских песчаников Уренгойского месторождения с растворимостью их в растворе соляной кислоты. Магнитная восприимчивость растворившихся в кислоте компонентов породы, связана с присутствием в ее соста-

ве железистых хлоритов, являющихся основным цементирующим минералом в продуктивных пластах валанжин-готеривских отложений месторождений Западной Сибири. При солянокислот-ной обработке растворяются, главным образом, породы, содержащие железистые хлориты, которые при проведении магнитного каротажа в скважинах выделяются как интервалы с высоким содержанием железа. Используя данные растворимости пород в соляной кислоте (С) и результаты определения их магнитной восприимчивости (}[), полученные на образцах керна, производят привязку данных магнитного каротажа, проводимого в различных скважинах, к лабораторным определениям. Поскольку отбор керна проводится, как правило, в одной скважине в пределах куста скважин, то полученную по керну зависимость используют для других скважин, где керн

не отбирался, а проведен магнитный каротаж.

При выборе кислотных составов и технологии для обработки прискважинной зоны пласта должны соблюдаться следующие условия: кислотные составы должны не разрушать структуру породы, удерживать в виде суспензии мелкие частицы цемента (каолинит, гидрослюда), отделившиеся от стенок поровых каналов, способствовать предотвращению выпадения нерастворимых осадков-продуктов реакции в поровом пространстве пород-коллекторов. Для большинства месторождений Западной Сибири характерно присутствие в разрезе скважин коллекторов преимущественно порового строения, где могут применяться стандартные кислотные составы и традиционные технологии обработки ПЗП.

Осложнения при закачке кислотных составов может вызвать наличие в разрезе скважин трещинно-порового типа коллектора, который представляет низкопроницаемую матрицу породы, разбитую сетью трещин, которые могут быть либо плотно сомкнуты между собой, либо являются основными зонами дренирования и движения флюидов.

При кислотной обработке трещинно-порового коллектора следует расширять трещины для закачки в них кислотных составов, а для этих целей используют кислотные сос1авы, загущенные 3 т 5 % - ными растворами полимеров.

Основные продуктивные пласты неокомских отложений сложены песчаниками и алевролитами аркозового состава, где эффективность применения кислотных обработок зависит от ФЕС, нефтегазонасыщенности пласта, эффективной нефтегазонасыщенной толщины, относительной амплитуды ССпо толщины пласта в интервале газоводяного и водонефтяного контактов.

Поровые коллекторы, где может проводиться кислотная обработка, подразделяются на две группы:

- породы-коллекторы с проницаемостью от 40 до 100- 10J мкм2 и более, пористостью от 16 до 20 %, нефтегазонасыщенностыо более 50 %, относительной амплитудой а„с от 0,6 до 1,0;

- породы-коллекторы с проницаемостью от 40 до 20-10-3 мкм2 и менее, пористостью от 16 до 13 %, нефтегазонасыщенностыо более 50 %, относительной амплитудой сс|1с от 0,6 до 0,5.

Большие трудности возникают при освоении скважин пробуренных на ачимовские и юрские отложения. Решение данной проблемы осложнено тем, что объекты находятся в зонах аномально высоких пластовых давлений (АВПД) и сложены трещинно-поровыми и порово-трещинными коллекторами, при вскрытии которых необходимы специальные технологии и утяжелённые буровые растворы. При вскрытии трещинно-поровых коллекторов в микро- и макротрещины, в проводящие каналы происходит проникновение глинистой составляющей, в которой присутствует утяжелитель и полимеры. Результатом проникновения становится перекрытие и закупорка каналов, микро- и макротрещин, а при освоении скважин отсутствие притоков из данных интервалов продуктивных пластов.

В пятом разделе приведены методики петрофизических исследований по изучению физических свойств расклинивающих материалов для гидравлического разрыва пласта.

Основным фактором, определяющим проведение ГРП на конкретной скважине, является неполучение проектного уровня добычи нефти и газа, несмотря на высокие фильтрационно-емкостные свойства пород, слагающих разрез скважины, и значительную нефтегазонасыщенную толщину пласта. Низкая продуктивность данных скважин объясняется загрязнением прискважин-ных зон пласта фильтратом бурового раствора и его глинистой составляющей.

Самым распространённым расклинивающим материалом при гидроразрыве является просеянный кварцевый песок. Экспериментальные исследования, проведённые в институте ВНИКР-нефть показали, что кварцевый песок для закрепления трещин, образовавшихся при проведении ГРП, целесообразно применять до глубины 2300 м. Для глубокозалегающих пластов использование кварцевого песка для ГРП может привести к смыканию трещин, снижению проницаемости пласта за счёт разрушенных частиц песка. В настоящее время в России при проведении ГРП используются проппанты зарубежного производства, главным образом, проппант СагЪо-Ше 20/40.

Американским нефтяным институтом (АНИ) разработаны техническеие требования и методики испытаний расклинивающих материалов: кварцевых песков и высокопрочных проппантов, которые изложены в стандартах ИР 56, ИР 60. Стандарты ИР 56 и ИР 60 определяют основные качественные характеристики кварцевых песков и высокопрочных проппантов: гранулометрический состав, сферичность, овальность, растворимость в кислоте, прочность при одноосном сжатии, содержание глин, кроме этого изложены методики определения абсолютной плотности, кажущейся плотности, объёмного веса.

При оценке прочностной характеристики расклинивающий материал должен обладать прочностью достаточной, чтобы выдержать горное давление. Для определения нагрузки, при которой происходит разрушение расклинивающего агента, проводят серию опытов при различных давлениях. Испытания расклинивающего агента на прочность можно проводить согласно ТУ 39-9147001-100-97, где нагрузку на пробу определяют величиной горного давления, которое зависит от глубины залегания объекта.

При оценке прочности расклинивающих материалов, выпускаемых различными предприятиями, для пластовых условий месторождений Западной Сибири нами установлено, что кварцевые пески для закрепления трещин можно использовать на глубине от 2100 до 2700 м. Искусственные проппанты Боровичского комбината имеют большой запас прочности и пригодны для использования при проведении ГРП на глубинах более 3000 м. Предложенные к испытанию фракции электрокоруцда выдерживают нагрузку до 100 МПа, при которой разрушается 6,9 % от общей массы частиц, и могуг служить в качестве расклинивающего материала на глубинах более 4300 м.

Одной из важных характеристик расклинивающего материала является пористость, от величины которой зависит объем материала, подготовленный для закачки с жидкостью-песконосителем в трещину с известным объемом. Если известен объём трещины - Ут, то объем расклинивающего материала - будет отличаться на объем пор наполнителя -

(3)

Объём пор расклинивающего материала выражается формулой:

Гп = Гт.Ка.

где - объём пор расклинивающего материала, м3;

- расчётный объём трещины, м3;

(4)

К,

- пористость расклинивающего материала, доли.

Для повышения точности измерений автором предложена методика, которая позволяет определять пористость расклинивающего материала в пластовых условиях.

Пористость расклинивающих материалов, определенная по данной методике, рассчитывается по формуле:

(5)

М^-М.

" Рж-К

обр

- пористость материала, доли;

К„

- объем цилиндрического образца, м3;

обр

м2 - масса насыщенного образца, кг; - масса сухого образца, кг;

Ру^ - плотность жидкости, которой насыщался образец, кг/м3.

По данной методике проведены эксперименты с серией расклинивающих наполнителей, включающих кварцевые пески фракции от 1 до 2 мм, кремень фракции от 0,25 до 0,6 мм, керамический проппант 20/40. Давление сжатия изменялось от 10 до 30 МПа, а на каждой ступени определялась пористость расклинивающих материалов. Наибольшие изменения значений пористости происходят в кварцевых песках, где при увеличении давления с 10 до 15 МПа значения порисю-сти снижаются на 3 %. Керамические проппанты и кремень сокращают свою пористость незначн-

тельно - на 1 %, а её величина при дальнейшем сжатии также изменяется незначительно (рис. 6). При расчёте пористости расклинивающих материалов после определения кажущейся и объемной плотности по методикам АНИ её значения превышают абсолютные значения пористости , определённые при различных эффективных давлениях, на величину от 6 до 20 %. Км,%

эи -

■

▲

Рис. 6. Изменение пористости расклинивающих материалов (Кп) при различном

эффективном давлении (Р,ф) - К„^ (Рзф). Кварцевый песок (Волгоград), ф Кварцевый песок ("Икимсо"), фракция от 1до 2 мм. фракция от 1 до2 мм.

Проплант керамический 2(У40 _ Кремень (Краматорск),

(Боровичи)

фракция от 0,25 до 0,6 мм.

Проведённые эксперименты по определению пористости расклинивающих материалов при различных эффективных давлениях показывают существенные отличия между значениями пористости, определённых при эффективных давлениях, и пористостью, полученной методом расчёта по данным определений кажущейся и объемной плотности.

Американским нефтяным институтом разработаны технические требования к расклинивающим материалам и методики определения их фильтрационных характеристик. В руководящем документа RP 61 предлагается методика проведения испытания расклинивающего материала на проводимость и проницаемость.

Экспериментальные исследования по определению проницаемости расклинивающих материалов, представленных кварцевым песком фракции от 0,48 до 0,6 мм и от 0.8 до 2,0 мм были проведены И.В. Кривоносовым, Н.С. Гороховым. С этой целью использовались две пластины из

органического стекла, где размешался пссок опреде а через об-

БИБЛИОТЕКА I С-Петсрбург !

09 МО кг

разевавшуюся щель фильтровалась вода с постоянным расходом. С А. Рябоконь и др предложили другой способ определения проницаемости, предусматривающий сжатие расклинивающего наполнителя между двумя пластинами при различных давлениях и определение проницаемости по минерализованной воде при пластовой температуре

В отличие от известных способов определения проницаемости расклинивающего материала автором разработана методика определения проницаемости, максимально приближенная к условиям пласта, где предусматривается проведение гидроразрыва.

При проведении ГРП в трещинно-поровых коллекторах жидкость гидроразрыва проникает в окружающие породы, основными проводящими каналами которых являются макро - и микротрещины. Остатки жидкости ГРП, сохраняющиеся в трещинно-поровом коллекторе, могут значительно снизить проницаемость пород, а в конечном итоге повлиять на получение промышленных дебитов. Изучение данного эффекта связано с определением трещинной пористости пород-коллекторов.

Для решения вопросов наличия трещинной пористости и проницаемости в разрезе скважин используют методы ГИС, промысловые исследования и данные исследования образцов горных пород.

Исследования трещинной пористости методами промысловой геофизики проводят по методике, предложенной A.M. Нечаем. Ф.И. Котяхов предложил метод, основанный на применении фотокаротажа скважин в сочетании с промысловыми исследованиями; метод шлифов, разработанный в институте ВНИГРИ, основан на изучении большого количества петрографических шлифов Каждый из предложенных методов имеет большое количество недостатков.

Для проведения экспериментальных работ по определению трещинной пористости и проницаемости образцов керна автором разработана методика моделирования искусственной трещи-новатости породы. Основными причинами создания данной методики послужили отсутствие кер-нового материала с трещиной проницаемостью и трудоемкость изготовления образцов цилиндров из трещиноватых пород.

При отборе керна из скважин, вскрывших трещинные, трещинно-поровые коллекторы, на поверхность поднимаются непроницаемые породы или обладающие микротрещинами Образцы с крупными трещинами и кавернами обычно разрушаются при бурении.

При проведении лабораторных работ по моделированию проникновения в микротрещину жидкости ГРП возникает необходимость в создании трещины, определенной геометрической формы с фиксированными размерами.

Для этих целей отбирается коллекция образцов керна, не имеющих перовой проницаемости с горизонтальной слоистостью, отобранных в трещинном или трещинно-поровом коллекторе При проведении экспериментов используют цилиндрические образцы, расколотые по осевой части на

две половинки, при совмещении которых с помощью полосок фольги моделируется трещина фиксированной раскрытости.

Используя результаты исследований по закачке жидкостей ГРП в модель трещины определенного размера, удается установить, какого размера трещины будут кольматироваться жидкостью ГРП. В соответствии с полученными результатами можно прогнозировать получение промышленных дебитов из скважин после проведения ГРП в трещинно-поровых коллекторах.

В шестом разделе представлена методика определения производительности скважин с учетом петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований.

При составлении проектов разработки месторождений, в период длительной эксплуатации скважин, а так же после капитального ремонта возникает необходимость оценить их добывающие возможности. На получение потенциально возможных дебитов скважин могут влиять, как технические причины, связанные с гидродинамическими нагрузками, прилагаемыми к пластам при вскрытии и освоении, качество вскрытия пласта различными типами перфораторов, так и геологические условия.

К геологическим факторам, определяющим добывающие возможности скважин, относятся фильтрационно-емкостные свойства пород и тип коллектора - поровый или трещинно-поровый.

Наиболее изученными считаются поровые, гранулярные коллекторы сеноманских и валан-жин-готеривских отложений, в которых содержатся основные запасы газа и конденсата. A.A. Плотников и др. для нижнемеловых коллекторов месторождений севера Западной Сибири выделяет четыре класса, где в каждом из них проблема получения промышленного дебита связана с ФЕС коллекторов, а для реальных условий Ямбургского месторождения во II объекте разработки он устанавливает три зоны запасов с определенными рабочими дсбитами скважин. По его мнению, пласты с пористостью от 11 до 14% практически не работают и не участвуют в формировании суммарного дебита скважин.

Используя данные ГИС и исследований кернового материала, можно установить связь между ФЕС и геофизическими характеристиками. Обычно в качестве геофизической характеристики используется а„с (относительная амплитуда ПС). Песчано-алевритовые отложения характеризуются четкими отрицательными аномалиями ПС, а глинистые отложения положительными аномалиями ПС. Считают, что пористость песчаников и алевролитов в определенной степени характеризует их проницаемость, а в качестве геофизического критерия коллекторских свойств используют параметр а«.

Связь между коэффициентами проницаемости, пористости и используется для выделения в разрезе скважин проницаемых пластов, из которых при освоении скважин можно получить промышленные дебиты. В случае, если разрез скважин представлен заглинизированными пластами или характеризуется повышенным содержанием глинистого материала, то используется комплекс БКЗ для выделения проницаемых пластов.

В качестве промыслового параметра, позволяющего оценивать фильтрационные характеристики, принимается удельный дебит, ^ :

где Q - среднесуточный дебит скважины, тыс.м3/сут.;

- эффективная газонасыщенная толщина, вскрытая перфорацией, м.

По результатам гидродинамических исследований, проводившихся в процессе эксплуатации пластов БУД БУв'; БУ82; БУ9' Ямбургского месторождения, установлена корреляционная зависимость между удельными дебитами, полученными из этих пластов по данным дебитометрии и относительной амплитудой исследуемого пласта.

Используя полученную зависимость, можно оценивать количество газа, поступающего в скважину из каждого конкретного пласта в процессе его разработки и рассчитывать суммарный рабочий дебит скважины, а также наметить оптимальные варианты выбора объектов эксплуатации при составлении конкретных программ освоения скважин, эксплуатирующих неокомскую залежь.

В работах А.Н. Бабушкиной, А.М. Брехунцова, В.Г. Драцова, А.Н. Пономарева, ВА. Пономарева, М.Е. Стасюка, В.Г. Фоменко и др. обосновывается присутствие в разрезе ачимовской толщи порово-трещинных и трещинно-поровых коллекторов.

А.Н. Бабушкиной, В.Г. Драцовым, В.Г. Фоменко на основе анализа и обобщения данных ГИС, лабораторных исследований образцов керна, испытания скважин предложена классификация коллекторов, установлены количественные и качественные примеры оценки их нефтегазонасы-щенности, предложены методы выделения трещиноватых зон в разрезе скважин методами ГИС.

А.Н. Пономаревым и другими исследователями введено понятие о компенсированном притоке, когда приток флюида из трещин равен притоку из поровой системы в трещины, и некомпенсированном притоке флюида из трещин, когда приток флюида из трещин превышает приток из поровой системы в трещины.

Трещиноватость коллекторов ачимовских отложений изучалась автором на основе анализа гидродинамических исследований скважин и фильтрационно-емкостных свойств пород Уренгойского месторождения.

Одной из важных характеристик пород-коллекторов является зависимость между проницаемостью и пористостью, которая для коллекторов порового типа имеет линейный характер и высокие коэффициенты корреляции, а для ачимовских отложений, данная зависимость имеет низкие значения корреляционного отношения - R = 0,27, что свидетельствует о другом типе коллектора.

Трещиноватость коллекторов устанавливается при построении кривых восстановления давления, снятых при стационарной фильтрации, обработанных по методу Хорнера, где вид кривых,

построенных по зависимости Igf/*2 - Pj (/)] = /(f), определяет тип коллектора и степень загрязненности прискважинной зоны.

Для количественной оценки трещиноватости и отнесения коллектора к порово-трещинному или трещинно-поровому типу Ф.И. Котяховым был введен безразмерный коэффициент fi, который определяется по формуле:

где Anpj - средняя проницаемость пласта по гидродинамическим исследованиям, мкм2, Кщ>2 - средневзвешенная поровая проницаемость по керновому материалу, мкм2. Если рассчитанный коэффициент Р превышает 1, то коллектор следует отнести к трещин-но-поровому типу с преобладанием трещинной проницаемости.

С преимущественно трещинной проницаемостью пород ачимовской толщи связана возможность получения притоков из практически непроницаемых по данным исследований керново-го материала интервалов продуктивных пластов. Отсутствие надёжной корреляционной связи между проницаемостью и пористостью не позволяет прогнозировать дебит эксплуатационных скважин и возникает необходимость искать связь потенциального дебита с другими параметрами. Наиболее приемлемой для пластов ачимовской толщи является корреляционная зависимость удельного дебита скважины q, полученного при испытании скважин, и коэффициента газонасыщенности (Кг), определяемого по геофизическим исследованиям скважин (рис. 7).

q IMC м'/ 1Л |Л|

30-1--------

2015" 1050

■10 45 50 55 60 65 70 75 «0

Кг.%

Рис. 7. Зависимость удельного дебита от коэффициента газонасыщенности (Кг), пл. Ачз-4 Уренгойского месторождения (у = 4Е-0,6е°2053'1; Я2 = 0,67).

С учетом результатов исследований коэффициента газонасыщенности и удельного дебита, можно разделить объекты эксплуатации по продуктивности (таблица 2).

Таблица 2. Характеристика объектов эксплуатации

Месторождепие Пласт Газонасыщенность, % Характеристика объектов

Уренгойское АЧЗ.4, 48 - 65% низкодебитные

АЧ5.6, 46 * 60%

АЧЗ-4, 65 н- 70% среднедебитные

АЧ5.6, 60 * 66%

Ачз.4, > 70% высокодебитные

Ачи, >66%

Используя эту градацию можно определить прогнозируемый дебит при условии нормального вскрытия и освоения продуктивного пласта, а так же качественного проведения ГИС.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненного научного обобщения петрофизических, геолого-геофизических и геолого-промысловых исследований, анализа экспериментальных лабораторных и промысловых работ на скважинах, в диссертации дается решение важной научной проблемы- петрофизического обоснования эффективности применения методик и технологий для подсчета запасов и повышения нефтегазоотдачи. Решение этой проблемы имеют большое народно-хозяйственное значение, обеспечивая повышение качества подсчета и подготовки извлекаемых запасов углеводородов, увеличение продуктивности и производительности скважин.

Основные выводы и рекомендации

1. В результате сопоставления известных методов моделирования остаточной водонасы-щенности установлено, что существующими косвенными методами воспроизводить этот параметр трудно, поэтому необходимо вводить поправки по данным прямого метода.

2. Разработаны методика и лабораторная установка для изучения опережающего проникновения фильтрата РНО в отбираемый керн. Показано, что в процессе проникновения фильтрата РНО в керн вытеснения остаточной воды не происходит. Для условий отбора керна в зонах недо-насыщения вытеснение свободной воды из образцов будет повсеместным, а при снижении её содержания до 40 % вытеснение воды полностью прекращается.

3. На основе экспериментальных работ по исследованию влияния эффекта разгазирования пород установлено, что при отборе и подъеме на поверхность слабосцементированных песчаников

насыщенных газом их естественная водонасыщенность сохраняется, а

также предложен способ подготовки глинистых растворов, обработанных ПАВ, с низким содержанием глинистых частиц и малой водоотдачей для отбора керна с глубин до 2000 м, что позволит отбирать образцы песчаников непромытых водными фильтратами.

4. Разработаны методики и лабораторные установки для массовых определений остаточной нефтенасыщенности на образцах керна и установка для определения Кон в условиях повышенного горного давления.

5. Разработаны новые способы весового и ретортного (для образцов малого размера) определения содержания нефти в образцах горных пород, а при проведении экспериментальных работ по вытеснению нефти из слабосцементированных образцов можно определять остаточную нефте-насыщенность на разработанном специальном лабораторном оборудовании. Установлено, что в зонах недонасыщения нефтяных залежей, если породы имеют идентичные фильтрационно-ёмкостные свойства, величина коэффициента остаточной нефтенасыщенности зависит от содержания воды в породе и должна определяться для различных частей зоны.

6. Показана возможность получения при массовых определениях Кон петрофизической зависимости коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности, с помощью которой по данным ГИС можно оперативно судить о текущей и остаточной нефтенасыщенности пласта. При проведении работ по вытеснению нефти водой из образцов горных пород следует учитывать фактор смачиваемости, а в определяемые параметры следует вносить соответствующие поправки.

7. Установлен перечень факторов, способствующих снижению ФЕС, и предложены физико-химические методы с комплексом реагентов для обработки ПЗП, разработана методика определения растворимости горных пород, утяжелителей и полимерной составляющей буровых растворов. Проведенные экспериментальные исследования по фильтрации кислотных и водоизолирующих составов через образцы керна позволили получить не только качественную, но и количественную характеристику взаимодействия кислотного состава с горными породами.

8 На основании зависимости магнитной восприимчивости от растворимости горной породы в кислотных составах, полученной в лабораторных условиях, разработана методика выделения в разрезе скважины интервалов для солянокислотных обработок.

9. В результате выполненного анализа материалов ГРП на месторождениях Западной Сибири установлены факторы, влияющие на процесс его проведения. В частности при испытании расклинивающих материалов на прочность установлено, что кварцевые пески могут использоваться для закрепления трещин до глубины 2700 м, а искусственные проппанты на глубинах более 3000м.

10. Разработана методика определения пористости расклинивающих материалов при различных эффективных давлениях, позволяющая определить пористость расклинивающих материалов в пластовых условиях и рассчитать объем проппанта для заполнения трещины. Проведенный компчекс лабораторных исследований по определению проницаемости расклинивающих материалов позволяет установить их проницаемость при нахождении в трещине пласта.

11. Предложенная методика моделирования проникновения жидкости ГРП в искусственную трещину образца керна позволяет устанавливать размеры трещины, которая кольматируется жидкостью ГРП.

12. При вскрытии поровых коллекторов в отложениях неокома рекомендуется выделять эксплуатационные объекты по данным ГИС и исследованиям кернового материала. Если в разрезе присутствуют пласты с высоким содержанием глин, то используют результаты данных БКЗ, а в малоглинистых пластах исследования керна связывают с показаниями

13. В процессе разработки месторождений для оценки потенциального дебита скважин разработана методика использования зависимости удельного дебита от В коллекторах трещинно-порового типа потенциальный дебит рекомендуется оценивать согласно разработанной методике по зависимостям удельного дебита от коэффициента нефтегазонасыщенности.

Основное содержание диссертации опубликовано в 46 печатных работах.

Монография и обзоры

1. Петрофизические методы исследования нефтегазонасыщенности пород-коллекторов. // Тюмень. Изд-во "Вектор Бук". 2001.112 с. (соавтор Паникаровский E.B.)

2. Методы оценки кислотного воздействия на призабойную зону скважин. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Обз. инф.2001.29с.

3. Определение физических свойств расклинивающих материалов для гидравлического разрыва пласта. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконден-сатных месторождений. Обз. инф. 2002.23 с. (соавтор Клещенко И.И.).

4. Кислотная обработка скважин с помощью койлтюбинговой установки. // М: ООО ИРЦ "Газпром". Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождении. Обз. инф. 2003.43 с. (соавторы Сохошко C.K., Романов B.K., Клещенко И.И. и др.)

5. Вскрытие и освоение сложнопостроенных залежей // М.: ООО ИРЦ "Газпром". Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Обз. инф. 2004. 48 с. (соавторы Клещенко И. И., Паникаровский Е. В.)

Научные статьи

6. Моделирование остаточной водонасыщенности при определении коэффициента вытеснения. // М.: Недра. Геология нефти и газа. № 12. 1983, с. 18-19.

7. Влияние проникновения фильтрата раствора на нефтяной основе на остаточную водона-сыщенность. // М.: Недра. Геология нефти и газа. № 5.1984, с. 49-50.

8. Обоснование степени проникновения фильтрата бурового раствора на углеводородной основе в керн. // М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. Вып. 5.1985, с. 16-20.

9. Исследование влияния фильтрации глинистых растворов на проницаемость и остаточную водонасыщенность. // М.: Недра, Геология нефти и газа. Jfe 7. 1985, с. 45-47. (соавторы Федорцов B.B., Мотылёва T.A., Шаляпин М.М.)

10. Исследование вытеснения нефти при различной начальной иефтенасыщешюсти. // М: Недра. Геология нефти и газа. № 8. 1985, с. 13-14.

11. Экспериментальное исследование зависимости остаточной нефтенасыщенности от температуры закачиваемых вод и xapaiKepa насыщения коллекторов. / Тезисы докладов областной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов Главтюменьгеологии. // Тюмень: ЗапСибНИГНИ, НТО. "Горное". 1985, с. 98-99. (соавтор Поляков Е.А.)

12. Исследование влияния фильтрации глинистых растворов и раствора на углеводородной основе на водонасыщснность пород. / Тезисы докладов областной научно-практической конференции молодых учёных и специалистов Главтюменьгеологии. // Тюмень. ЗапСибНИГНИ, НТО. "Горное". 1985, с. 62-64. (соавтор Мотылёва ТА.)

13. Кернодержатель с фиксированным обжимом. // Тюмень. ЦНТИ. Информационный листок № 100-86.1986. 3 с. (соавторы Шашков ЮА., Мисюкевич B.C.)

14. Аппарат по отгонке воды из образцов малого размера. // Тюмень. ЦНТИ. Информационный листок № 45-86.1986. 3 с. (соавторы Шашков Ю.А., Мисюкевич B.C.)

15. Установка для определения проницаемости керна // Тюмень. ЦНТИ. Информационный листок. № 12-87.1987. 3 с. (соавтор Шашков ЮА.)

16. Литолого-петрофизические особенности коллекторов тюменской свиты Красноленин-ского свода. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. В сб. Методы извлечения нефти из залежей сложного строения. 1987, с. 59-61.

17. Экспериментальное определение параметра насыщения в процессе вытеснения нефти водой. // М.: Недра. Геология нефти и газа. № з. 1988, с. 48-49. (соавтор Поляков ЕА.)

18. Экспериментальное исследование влияния эффекта разгазирования на остаточную во-донасыщенность. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. В сб. Петрофизическое обеспечение подсчета запасов нефти и газа. 1989, с. 73-75.

19. Определение остаточной нефтенасыщенности на образцах керна с естественной водона-сыщениостью. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. В сб. Оценка кондиций при разработке нефтяных и газовых месторождений. 1989, с. 40-42.

20. Исследование влияния фильтратов буровых растворов на проницаемость керна. // Тюмень. Тр. СибНИИНП. В сб. Проблемы научно-технического прогресса в строительстве скважин. 1992, с. 52-56. (соавторы Зарипов С.З., Бастриков С.Н. и др.)

21. Учет проявления фактора смачиваемости при определении коэффициента вытеснения. // М.: Недра. Геология нефти и газа. № 9.1992, с. 27-28. (соавтор Поляков Д.Е.)

22. Оценка степени влияния бурового раствора на пласт (на примере Приразломного месторождения). // Тюмень. Тр. СибНИИНП. В сб. Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности. 1993, с. 89-92. (соавторы Балуев АА., Манукова Г.Н.)

23. Оценка влияния геолого-техничсских факторов на добывные параметры скважин, пробуренных на ачимовские отложения. / Макриалы геолого-технического совещания. "Строитель-

ство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны" 1-2 апреля Тюмень. // Екатеринбург. Изд-во. Путиведь. 1999, с. 110-119. (соавтор Саунин В.И.)

24. Роль геологических факторов при обосновании возможности получения промышленных дебитов. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". НТС. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 12.2000, с. 3-10.

25. Оценка распределения нерастворимых осадков в поровом пространстве коллекторов. // М.:ВНИИОЭНГ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 7. 2000, с. 3839. (соавторы Шульгина Н.Ю., Саунин В.И.)

26. Определение остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных пород. / Тюмень. Материалы регионального геолого-технического совещания "Интенсификация притоков углеводородов из поисково-разведочных скважин". // Екатеринбург. Изд-во. Путиведь. 2001, с.38-39.

27. Определение проницаемости и пористости расклинивающих материалов. / Тюмень. ООО ТюменНИИгипрогаз. Изд-во. Недра. Тр. ООО ТюменНИИгипрогаз. Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа. 2002, с. 65- 73. (соавтор Паникаровский Е.В.)

28. К вопросу фильтрации жидкости глушения на полимерной основе. / Тюмень. ООО Тю-менНИИгипрогаз. Изд-во. Недра. Тр. ООО ТюменНИИгипрогаз. Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа. 2002, с. 73- 77. (соавторы Клещенко И.И., Ягафаров А.К.)

29. Оценка потенциального дебита скважин и выделение объектов интенсификации. / Тюмень. ООО ТюменНИИгипрогаз. Изд-во. Недра. Тр. ООО ТюменНИИгипрогаз. Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа. 2002, с. 77- 86. (соавтор Клещенко И.И.)

30. Гидравлический разрыв пласта на месторождениях севера Западной Сибири. / Тюмень. ООО ТюменНИИгипрогаз. Изд-во. Недра. Тр. ООО ТюменНИИгипрогаз. Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа. 2002, с. 92- 96. (соавторы Романов В.К., Александров М.П. и др.)

31. Методическое указание к лабораторным работам "Оценка потенциального дебита газо-конденсатных скважин и выделения объектов интенсификации" по дисциплине "Нефтегазопро-мысловая геология и геологические основы разработки". / Тюмень. Изд-во ТюмГНГУ. 2002. 15 с. (соавторы Клещенко И.И., Каналин В.Г.)

32. Составы для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины. // Тюмень. Изд-во. Нефть и газ. Известия высших учебных заведений. ТюмГНГУ. № 3. 2003, с. 10-14. (соавторы Ягафаров А.К., Гейхман М.Г., Клещенко И.И.)

33. О перспективах выделения в разрезе скважин интервалов для солянокислотной обработки по данным геофизических исследований скважин. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". ПТС. № 3.

Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2003. с. 13-18. (соавтор Паникаровский Е.В.)

34. Определение упругих свойств осадочных пород. //М.: ООО ИРЦ "Газпром". НТС. № 1. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2004. с. 30-36. (соавтор Паникаровский Е.В.)

35. Технологические жидкости для глушения газовых и газоконденсатных скважин. // М: ООО ИРЦ "Газпром". НТС. № 2. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2004. с. 39-51. (соавторы Клещенко И.И.,Сохошко С.К. и др.)

36. Методы определения распределения кольматирующих составов в поровом пространстве пород-коллекторов. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". НТС. № 2. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2004. с. 30-39. (соавтор Паникаровский Е.В.)

37. Выделение и вскрытие пластов с аномально высокими пластовыми давлениями, сложенных порово-трещенными и трещинно-поровыми коллекторами. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". НТС. № 3. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2004. с. 27-34. (соавторы Романов В.К., Паникаровский Е.В. и др.)

38. Определение коэффициента восстановления проницаемости горных пород. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". НТС. № 4. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2004. с. 23-28. (соавтор Паникаровский Е.В.)

39. К вопросу сохранения фильтрационных характеристик продуктивных пластов ачимов-ских отложений. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". НТС. № 4. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2004. с. 36-43. (соавторы Романов В.К., Паникаровский Е.В. и др.)

Изобретения и патенты

40. Пат. № 2179715 РФ, МПК. Cl 7G 01 № 15/08. Способ определения пористости естественных и искусственных материалов используемых при гидразрыве пласта и намыве гравийных фильтров. Заявлено 30.10.2000. Опубликовано 20.02.02 Бюл. № 5. 4 с. (соавторы Шуплецов В А, Клещенко И.И. и др.)

41. Пат. № 2184363 РФ, МПК. Cl 7G 01 № 15/08. Способ определения остаточной нефтена-сыщенности слабосцементированных горных пород. Заявлено 12.07.2000. Опубликовано 27.06.02. Бюл.№ 18.4 с. (соавторы Паникаровский Е.В., Шуплецов В.А.)

42. Пат. № 2189577 РФ, МПК. С2 7G 01 № 15/08 Е 21 В 43/26. Способ определения проницаемости расклинивающего материала. Заявлено 11.10.2000. Опубликовано 20.09.02. Бюл. № 26. 3 с. (соавторы Шуплецов ВА., Клещенко ИИ., Битюкова B.C.)

43. Пат. № 2186363 РФ, МПК. Cl 7G 01 № 15/08 Е 21 В 33/138. Способ определения водо-изолирующих свойств составов для водоизоляции эксплуатационных скважин. Заявлено

18.12.2000. Опубликовано 27.07.02. Бюл. № 21.4 с. (соавторы Шуплецов ВА., Клещенко И.И., Би-тюкова B.C., Паникаровский Е.В.)

44. Пат. № 2196890 РФ, МПК. С2 7 Е 21 В 43/32, 33/138. Состав для изоляции пластовых вод высокотемпературных нефтяных и газовых скважин. Заявлено 02.11.2000. Опубликовано 20.01.03. Бюл. № 2.8 с. (соавторы Клещенко И.И., Ягафаров А.К. и др.)

45. Пат. № 2196877 РФ, МПК. С2 7 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластовых вод нефтяных и газовых скважин. Заявлено 02.11.2000. Опубликовано 20.01.03. Бюл. № 2. 8 с. (соавторы Клещенко И.И., Ягафаров А.К. и др.)

46. Пат. № 2187529 РФ, МПК. Cl 7G 09 К 7/00 Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Заявлено 02.04.2001. Опубликовано 20.08.2002. Бюл. № 23.4 с. (соавторы Клещенко И.И., Ягафаров А.К. и др.)

47. Пат. № 2184364 РФ, МПК. Cl 7G 01 № 15/08 Е 21 В 43/27. Способ определения степени изменения порового пространства образца горной породы в кислотных составах. Заявлено

01.03.2001. Опубликовано 27.06.02. Бюл. № 18.4 с. (соавторы Шуплецов ВА., Клещенко И.И., Би-тюкова B.C., Паникаровский Е.В.)

48. Пат. № 2203304 РФ, МПК. С2 7С 09 К 7/06. Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин. Заявлено 02.07.2001. Опубликовано 27.04 03. Бюл. № 12. 4 с. (соавторы Шуплецов ВА., Юшкова Н.Е., Романов В.К. и др.)

49. Пат. № 2205951 РФ, МПК. Cl 7E 21 В 43/27. G 01 V 3/08. Способ выделения в разрезе скважины интервалов для солянокислотной обработки. Заявлено 10.10.2001. Опубликовано

10.06.2003. Бюл. № 16. 4 с. (соавторы Паникаровский Е.В., Шуплецов ВА., Клещенко И.И., Козу-бовский А.И.)

50. Пат. № 2220281 РФ, МПК. Cl 7E 21 В 43/27. Способ подготовки призабойной зоны скважины перед кислотной обработкой. Заявлено 08.05.2002. Опубликовано 27.12.2003. Бюл. № 36.4 с. (соавторы Шуплецов ВА., Клещенко И.И., Битюкова B.C., Паникаровский Е.В)'

51. Пат. № 2224105 РФ, МПК. Cl 7E 21 В 49/02, G 01N 15/08. Способ определения восстановления проницаемости горных пород. Заявлено 30.08.2002. Опубликовано 20.02.2004. Бюл. № 5. 6 с. (соавторы Шуплецов В.А., Романов В.К., Паникаровский Е.В. и др.)

52. Пат. № 2231623 РФ, МПК. Cl 7E 21 В 33/13, 49/00. Способ определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующнми составами. Заявлено 15.11.2002. Опубликовано

27.06.2004. Бюл. № 18. 4 с. (соавторы Клещенко И.И, Паникаровский Е.В., Шуплецов ВА.)

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

Формат 60x84/16. Бумага "Ballet". Печать Riso. . Усл. печ. л. 2,55. Тираж 120. Заказ 305.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Ц9 6 08

Содержание диссертации, доктора технических наук, Паникаровский, Валентин Васильевич

ВВЕДЕНИЕ;

РАЗДЕЛ 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ СОВРЕМЕННЫХ

ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ

КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ. №

1.1 Физико-литологическая характеристика коллекторов.

1.2 Исследование вопросов фильтрации нефтей месторождений Западной Сибири. щ 1.3 Основные методики исследования петрофизических свойств.

РАЗДЕЛ 2. ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ.

2.1 Моделирование остаточной водонасыщенности в образцах керна

2.2 Исследование влияния проникновения фильтрата бурового раствора на нефтяной основе в образцы керна с учетом их нефтегазонасыщенности.

2.3 Определение нефтегазонасыщенности образцов керна,отобранного в скважинах, пробуренных на глинистых растворах.

9 РАЗДЕЛ 3 ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ.

3.1 Экспериментальные лабораторные методы определения остаточной нефтенасыщенности.

3.2 Определение остаточной нефтенасыщенности в условиях высоких эффективных давлений.

3.3 Исследование возможности определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти на образцах. керна с естественной водонасыщенностью. В / fr 3.4 Определение остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород.

3.5 Исследование остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов в зонах недонасыщения .;.

3.6 Экспериментальное определение коэффициента увеличения сопротивления в процессе вытеснения нефти водой. 9 /

3.7 Анализ влияния фактора смачиваемости на величину остаточной нефтенасыщенности. ^

РАЗДЕЛ 4. ПЕТРОФИЗИЧЕКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ФИЗИКО

ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗООТДАЧИ. Ш

4.1 Анализ причин ухудшения фильтрационных характеристик пород-коллекторов.

4.2 Анализ эффективности применения химических реагентов для увеличения фильтрационной характеристики прискважинной зоны.

4.3 Определение степени взаимодействия кислотных составов с образцами горных пород и основными составляющими промывочных жидкостей, снижающих фильтрационную характеристику пород-коллекторов.

4.4 Экспериментальные исследования проницаемости горных пород после взаимодействия с кислотными составами. 1 °

4.5 Анализ распределения нерастворимых осадков в поровом пространстве пород-коллекторов. W

4.6 Выделение в разрезе скважин интервалов для солянокислотной обработки по данным петрофизических исследований керна.

4.7 Геолого-физические и петрофизические критерии применения кислотных обработок.

4.8 Основные результаты работ по физико-химическому воздействию на месторождениях севера Западной Сибири.

РАЗДЕЛ 5. ПЕТРОФИЗИЧЕКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ИЗУЧЕНИЮ

ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ РАСКЛИНИВАЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ

ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА. ^Sf

5.1 Гидроразрыв пласта и факторы, определяющие целесообразность его применения. ИЗ

5.2 Методы гидравлического разрыва пласта.

5.3 Закрепление трещин при гидроразрыве пласта.

5.4 Оценка прочностной характеристики расклинивающих материалов.

5.5 Определение пористости расклинивающего материала для заполнения трещин. ^^

5.6 Проводимость трещин и определение проницаемости расклинивающих материалов. ^

5.7 Оценка влияния проникновения жидкости гидроразрыва в трещины на проницаемость породы-коллектора.

РАЗДЕЛ 6. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ, ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ .:. Ш

6.1 Выделение объектов эксплуатации в разрезах скважин. . №

6.2 Геолого-технические факторы, влияющие на производительность скважин.- -J/6.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов исследования пород-коллекторов с целью повышения продуктивности скважин"

Актуальность работы

Важным звеном в комплексе этих работ являются петрофизические исследования, большая часть определений которых используется при подсчете запасов нефтяных и газовых месторождений, составлении проектов разработки, а также при разработке новых методов повышения нефтегазоотдачи пластов. Одной из важных характеристик пород-коллекторов является нефтегазонасыщенность в начальный период разработки месторождений и остаточная нефтенасыщенность в процессе разработки.

Определение данных параметров затруднено геологическими причинами, связанными с условиями формирования залежей нефти и газа, изменением фильт-рационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов как по площади, так и по разрезу, а также литолого-минералогическим составом пород.

В связи с этим возникают значительные трудности по определению нефтега-зонасыщенности пород методами геофизических исследований скважин (ГИС) и лабораторными методами.

В настоящее время по месторождениям Западной Сибири накоплен большой фактический материал о начальной и остаточной нефтегазонасыщенности породколлекторов, но остается малоизученным целый ряд проблем, связанных с изучением нефтегазонасыщенности керна, отобранного в скважинах, пробуренных с применением растворов на нефтяной основе (РНО) и специальных глинистых растворах. Отсутствует экспериментальная и методическая база проведения петрофи-зических исследований по решению вопросов, связанных с увеличением нефтега-зоотдачи физико-химическими методами, и определениями физических свойств расклинивающих материалов для гидроразрыва пласта в пластовых условиях. Существующие методики и стандарты по данным вопросам пока не соответствуют современным требованиям к проведению петрофизических исследований.

Перечисленные проблемы определяют актуальность работы по теме диссертации.

Цель работы

Основные задачи исследований

2. Разработка и создание петрофизических методов определения остаточной нефтенасыщенности на образцах керна, установление петрофизических зависимостей влияния фактора смачиваемости на величину остаточной нефтенасыщенности.

3. Разработка физико-химических методов и технологий для увеличения нефтегазоотдачи.

5. Разработка методики определения производительности скважин по данным петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований.

Методы решения поставленных задач

Проводилось теоретическое и экспериментальное обоснование применения петрофизических методов исследований при определении начальной и остаточной нефтенасыщенности, для разработки новых технологий увеличения нефтегазоотдачи и прогнозирования производительности скважин с учетом ГИС. Большой объем экспериментальных и промысловых исследований, выполненных по теме диссертации, обработан с использованием современных методов математической статистики и компьютерных технологий.

Научная новизна

2. Разработаны способы весового и ретортного (для образцов малого размера) определений содержания нефти в образцах керна и способ определения остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород.

3. Разработаны методики определения остаточной нефтенасыщенности гидрофобных, образцов керна и коэффициента увеличения сопротивления от водона-сыщенности в процессе вытеснения нефти водой.

6. Разработана методика прогноза и оценки потенциального дебита по данным петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований, обеспечивающая оптимизацию способов и технологий повышения продуктивности скважин.

Основные защищаемые положения

- способы весового и ретортного (для образцов малого размера) определения остаточной нефтенасыщенности;

- способ определения остаточной нефтенасыщенности на образцах керна с естественной водонасыщенностью;

- способ определения остаточной нефтенасыщенности слабосцементиро-ванных горных пород;

- способ определения остаточной нефтенасыщенности гидрофобных образцов керна.

3. Оптимизация технологий физико-химического и физического увеличения нефтегазоотдачи на основе петрофизических и геофизических исследований.

Практическая значимость исследований

1. По данным лабораторных исследований керна можно установить влияние проникновения фильтрата РНО на остаточную водонасыщенность пород в зонах предельного нефтенасыщения и определить потерю воды в образцах керна при его отборе в зонах недонасыщения.

4. Использование экспериментальных зависимостей коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности Рн = /(i<CB), полученных в процессе вытеснения нефти водой, позволит достоверно установить остаточную нефтенасыщенность и характер смачиваемости породы-коллектора.

5. По данным экспериментальных работ на образцах керна можно разрабатывать новые химические составы и технологии для физико-химических методов повышения нефтегазоотдачи.

7. Использование методики определения потенциального дебита скважин по данным петрофизических, геофизических и гидродинамических исследований обеспечивает возможность прогнозировать производительность скважин.

Реализация работы в промышленности

Результаты диссертационных исследований использованы в отчетах по подсчету запасов нефти и газа по Уренгойскому, Ен-Яхинскому, Ямбургскому, Федоровскому, Варьеганскому, Суторминскому, Муравленковскому, Холмогорскому, Салымскому, Ягунскому, Нивагальскому, Талинскому, Новопурпейскому, Ершовому, Ван-Еганскому, Северо-Комсомольскому, Тевлинско-Русскинскому, Сугмут-скому, Приразломному и др. месторождениям Западной Сибири, прошедших апробацию в ГКЗ СССР, в центральной комиссии по запасам при Министерстве геологии СССР в период с 1976 г по 1991 г, в центральной комиссии по запасам при Минтопэнерго РФ с 1991 г по 1996 г, в работах по уточнению начальной нефтегазонасыщенности пород-коллекторов Самотлорского, Варьеганского, Федоровского,

Салымского, Уренгойского, Ен-Яхинского, Ямбургского, Восточно-Сургутского, Повховского и др. месторождений.

РД-0015 875 8-199-98; РД-00158758-218-2001;

РД-00158758-212-2000; РД-00158758-220-2001;

РД-00158758-237-2003; НД-00158758-247-2003;

НД-0015 8758-250-2003; НД-04803457-276-2004.

РД-00158758-219-2001; РД-00168758-234-2002; НД-00158758-248-2003;

Апробация работы

Основные положения диссертации, результаты научных исследований и внедрений докладывались и обсуждались на областной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Актуальные вопросы геологии нефти и газа Западно-Сибирского бассейна" (Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1985), на областной научно-практической конференции "Развитие геофизических исследований на нефть и газ в Западной Сибири" (Тюмень, 1985), на научном семинаре "Термодинамика процессов нефтедобычи" (Тюмень, 1985), на научном семинаре "Проблемы вскрытия, освоения, исследования и интенсификации притоков коллекторов нефти и газа Западной Сибири, залегающих на больших глубинах" (Тюмень, 1988), на научно-практическом семинаре "Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири, современные методы обработки геолого-геофизической информации" (Тюмень, 1989), на геологическом совещании "Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны" (Тюмень, 1999), на региональном геолого-техническом совещании "Интенсификация притоков углеводородов из поисково-разведочных скважин" (Тюмень, 2001), на геологическом совещании "Испытание (заканчивание) скважин на территории деятельности организаций ОАО "Газпром" (Новый Уренгой, 2002).

Полученные результаты обсуждались на совещаниях и семинарах в Главтю-меньгеологии, институтах ЗапСибНИГНИ, СибНИИНП, ЗапсибНИИгеофизика, ТюменНИИгипрогаз, а также на секциях Ученого Совета институтов ВНИИгеофи-зика, ВНИИГИК, ЗапсибНИИгеофизика, ТюменНИИгипрогаз.

Публикации I

По теме диссертации опубликовано 52 печатные работы, в том числе одна монография, четыре научно-технических обзора, 34 статьи, 13 патентов РФ. В рекомендованный ВАК РФ список изданий вошли 38 опубликованных работ: М.: Недра - 10; М.:ИРЦ 'Тагором" - 12; М.: ВНИИОЭНГ - 2; М.: ФИПС -13; Тюмень,. ТюмГНГУ - 1.

Личный вклад

В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные'лично автором или при его непосредственном участии в Главтюменьгеологии, ОАО "Тюменьгеология", ООО "ТюменНИИгипрогаз", начиная с 1976 г. Основные результаты работы использовались для подсчета запасов нефти и газа месторождений Западной Сибири и создания новых технологий повышения нефтегазоотдачи.

Объем и структура работы

Заключение Диссертация по теме "Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр", Паникаровский, Валентин Васильевич

ВЫВОДЫ

При вскрытии поровых коллекторов в отложениях неокома можно выделять эксплуатационные объекты по данным ГИС и - исследования кернового материала.-Если в разрезе присутствуют пласты с высоким содержанием глин, то используют результаты интерпретации данных БКЗ. В незаглинизированных пластах исследования керна связывают с показаниями <XnC.

В процессе разработки месторождений для оценки потенциального дебита скважин можно использовать зависимость удельного дебита от апс.

На основании анализа результатов вскрытия и освоения пластов ачимовской толщи предложено разделение объектов эксплуатации по коэффициенту газонасыщенности.

В коллекторах трещинно-порового типа потенциальный дебит можно оценить по зависимостям удельного дебита от коэффициента нефтегазонасыщенности. q/гыс.м/ сут./м

ДР,МПа

Рис. 6.11. Зависимость удельного дебита (q) от депрессии (А Р) по скважинам, вскрывших пл. Ач 3.4 Уренгойского месторождения (у = -1,1067х + 54,335; R2 = 0,62).

О 10 20 30 40 50 60 70

Л Р, МПа

Рис. 6.12. Зависимость удельного дебита (q) от депрессии (Д Р) по скважинам, вскрывших пл. Ач5.6 Уренгойского месторождения (у = -1,1621х + 61,487; R2 = 0,66).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Решение этой проблемы имеют большое народно-хозяйственное значение, обеспечивая повышение качества подсчета и подготовки извлекаемых запасов уг леводородов увеличение продуктивности и производительности скважин.

1. В результате сопоставления известных методов моделирования остаточной водонасыщенности установлено, что существующими косвенными методами воспроизводить этот параметр трудно, поэтому необходимо вводить поправки по данным прямого метода.

2. Разработаны методика и лабораторная установка для изучения опережающего проникновения фильтрата РНО в отбираемый керн. Показано, что в процессе проникновения фильтрата РНО в керн вытеснения остаточной воды не происходит. Для условий отбора керна в зонах недонасыщения вытеснение свободной воды из образцов будет повсеместным, а при снижении её содержания до 40 % вытеснение воды полностью прекращается.

3. На основе экспериментальных работ по исследованию влияния эффекта разгазирования пород установлено, что при отборе и подъёме на поверхность сла-босцементарованных песчаников (Кп-Ъ5%, JGip>l,8 мкм2), насыщенных газом их естественная водонасыщенность сохраняется, а также предложен способ подготовки глинистых растворов, обработанных ПАВ, с низким содержанием глинистых частиц и малой водоотдачей для отбора керна с глубин до 2000 м, что позволит отбирать образцы песчаников (ifrip= 10-^50-10"3мкм2) непромытых водными фильтратами.

4. Разработаны методики и лабораторные установки для массовых определений остаточной нефтенасыщенности на образцах керна и установка для определения Коп в условиях повышенного горного давления.

5. Разработаны новые способы весового и ретортного (для образцов малого размера) определения содержания нефти в образцах горных пород, а при проведении экспериментальных работ по вытеснению нефти из слабосцементированных образцов можно определять остаточную нефтенасыщенность на разработанном специальном лабораторном оборудовании. Установлено, что в зонах недонасыще-ния нефтяных залежей, если породы имеют идентичные фильтрационно-ёмкостные свойства, величина коэффициента остаточной нефтенасыщенности зависит от содержания воды в породе и должна определяться для различных частей зоны.

6. Показана возможность получения при массовых определениях А"он пет-рофизической зависимости коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности, с помощью которой по данным ГИС можно оперативно судить о текущей и остаточной нефтенасыщенности пласта. При проведении работ по вытеснению нефти водой из образцов горных пород следует учитывать фактор смачиваемости, а в определяемые параметры следует вносить соответствующие поправки.

8. На основании зависимости магнитной восприимчивости от растворимости горной породы в кислотных составах, полученной в лабораторных условиях, разработана методика выделения в разрезе скважины интервалов для солянокислот-ных обработок.

10. Разработана методика определения пористости расклинивающих материалов при различных эффективных давлениях, позволяющая определить пористость расклинивающих материалов в пластовых условиях и рассчитать объем проппанта для заполнения трещины. Проведенный комплекс лабораторных исследований по определению проницаемости расклинивающих материалов позволяет установить их проницаемость при нахождении в трещине пласта.

12. При вскрытии поровых коллекторов в отложениях неокома рекомендуется выделять эксплуатационные объекты по данным ГИС и исследованиям керново-го материала. Если в разрезе присутствуют пласты с высоким содержанием глин, то используют результаты данных БКЗ, а в малоглинистых пластах исследования керна связывают с показаниями ctnC.

13. В процессе разработки месторождений для оценки потенциального дебита скважин разработана методика использования зависимости удельного дебита от апс. В коллекторах трещинно-порового типа потенциальный дебит рекомендуется оценивать согласно разработанной методике по зависимостям удельного дебита от коэффициента нефтегазонасыщенности.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Паникаровский, Валентин Васильевич, Москва

1. Азаматов В.И., Свихнушин М.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. ИМ.: Недра. 1976, с. 164-168

2. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. / Перевод с англ. // М.: Гостоптехиздат, 1962, 572 с.

3. Бабушкина А.Н. Выделение коллекторов и определение подсчетных параметров в ачимовской толще Уренгойско-Пуровской зоны Западной Сибири. Дис. канд. геол.-минер. наук.//Тверь. 1995. 130 с.

4. Багаутдинов А.К., Гавура А.В., Панков В.Н. Анализ эффективности гидроразрывов пластов на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК. // М.: Нефтяное хозяйство. № 6. 1996, с. 52-55.

5. Березин В.М., Шутихин Б.А., Ярыгина B.C., Дубровина Н.А. Методические рекомендации по изучению остаточной нефтенасыщенности кернов при вытеснении нефти водой. // Уфа. Тр. БашНИПИНП. 1985. 196 с.

6. Березин В.М. Нефтеотдача образцов песчаников девона и угленосной свиты нижнего карбона Башкирии при вытеснении нефти водой. И М.: Гостоптехиздат, Тр. ВНИИ. 1959. Вып. 24, с. 79-108

7. Блинов С.А., Сафин С.Г. и др. Оценка влияния кислотного воздействия на элементный состав поверхности нефтяных коллекторов. // М.: ВНИИОЭНГ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №9. 1998, с. 32-34.

8. Бояров А.Т. ,Мещериков Л.П., Фельдман Б.Е. Определение остаточной воды методом центрифугирования. // Куйбышев. Тр. Куйбышев НИИНП. Вып. 37. 1968, с.43-59

9. Вайншток С.М., Тарасюк В.М. «Анализ экономической эффективности физических, химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов. // М.: ВНИИОЭНГ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 8. 1999', с. 33-37.

10. Вендельштейн Б.Ю., Горбенко А.С. Исследование связи между параметрами насыщения и коэффициента водонасыщения для полимиктовых песчаников и алевролитов месторождений Узень и Жетыбай. // М.: Недра. Тр. МИНХ и ГЛ. Вып. 89-1969, с. 33-41.

11. Галеев Р.Г., Тахоутдинов Ш.Ф. Хасимов Р.С. и др. Результаты и перспективы применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана // М.: Нефтяное хозяйство. № 7. 1998, с. 14-17.

12. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и пласта. // М.: Недра. 1971. 312 с.

13. Глумов И.Ф. Исследование проникновения фильтрата глинистого раствора в монолитный песчаник в процессе выбуривания керна. // Бугульма. Тр. ТатНИИ. Вып. 2. 1960, с. 285-299.

14. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. // М.: Недра. 1970.205 с.

15. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекгорских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. //М.: Недра. 1975. 343 с.

16. Добрынин В.М. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. // М.: Недра. 1970. 237 с.

17. Драцов В.Г., Бабушкина А.Н. Обоснование интерпретационной модели данных ГИС ачимовских отложений Уренгойско-Пуровской зоны с целью геологического моделирования залежей углеводородов. // АНС. "Каротажник". № 75. 2000, с. 99-108.

18. Есипенко А.И., Калашнёв Н.А. и др. Промысловые испытания комплексной технологии кислотных воздействий на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз». // М.: ВНИИОЭНГ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 5.1996, с. 12-15.

19. Жеребцов Ю.Е., Жеребцов Е.П. Новый подход к увеличению продуктивности и снижения обводненности скважин в карбонатных коллекторах. // М.: Нефтяное хозяйство. № 7. 1998, с. 26-27.

20. Закс С.П., Бурмистрова В.Ф. К вопросу исследования состава и свойств связанной воды в нефтяных коллекторах. // Труды института нефти, издание АН СССР. Т. 7. 1956, с.'66-73.

21. Забродин П.И., Касов А.С., Ковалев А.Г. Влияние начальной нефтенасыщенности продуктивных отложений на эффективность вытеснения нефти водой. // М.: Недра. Нефтяное хозяйство. № 1.1985, с. 29-31.

22. Зосимов Ф.Н., и др. Связь между характером проникновения фильтрата бурового раствора и степенью нефтенасыщенности пласта. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 98. 1975. 176 с.

23. Злочевская Ф.И. Связанная вода в глинистых грунтах. // М.: издательство Московского университета. 1969.175 с.

24. Иванов В.А., Храмова В.Г., Диярова Д.О. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа. // М.: Недра. Тр. КазахНИГРИ. Вып. 9. 1974. 97 с.

25. Итенберг. С.С. Методика изучения нефтегазоносных толщ по комплексу промыслово-геофизических и геологических исследований. // М.: Недра. 1967. 279 с.

26. Касов А.С. Методическое руководство по определению коэффициентов вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. // Тюмень. СибНИИНП. 1974. 44 с.

27. Касов А.С., Вашуркин А.И., Свищёв М.Ф. Фильтрационные характеристики пород коллекторов месторождений Западной Сибири. // М.: ВНИИОЭКГ. 1981.36 с.

28. Калинко М.К. Методика исследования коллекгорских свойств кернов. // М.: Гостоптехиздат. 1963.206 с.

29. Карнаухов M.JL, Крамар Г.О., Гапонова JI.M. Особенности выполнения гидроразрывов пластов на месторождениях Ноябрьского региона. // М.: ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело. № 6. 1999, с. 41-43.

30. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Паникаровский В.В. и др. Состав для изоляции пластовых вод высоко температурных нефтяных и газовых скважин. Пат. № 2196890 РФ, МПК. 7 Е 21 В 43/32, 33/138. Заявлено 02.11.2000. Опубликовано 20.01.03. Бюл. № 2. 8 с.

31. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Паникаровский В.В. и др. Состав для изоляции пластовых вод нефтяных и газовых скважин. Пат. № 2196877 РФ, МПК. 7 Е 21 В 33/138. Заявлено 02.11.2000. Опубликовано 20.01.03. Бюл. № 2. 8 с

32. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Паникаровский В.В. и др. Жидкость для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Пат. № 2187529 РФ, МПК. 7G 09 К 7/00 Е 21 В 43/12. Заявлено 02.04.2001. Опубликовано 20.08.2002. Бюл. №23. 4 с.

33. Кобранова В.Н., Пацевич С.П., Дахнов В.Н., Извеков Б.Н. Руководство к лабораторным работам по курсу «Петрофизика». // М.: Недра. 1982.216 с.

34. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. // М.: Гостоптехиздат. 1962. 490 с.

35. Ковалёв А.Г., Покровский В.В., Фролов А.И. Методическое руководство по определению коэффициентов вытеснения нефти водой. // М.: ВНИИ. 1975.73 с.

36. Ковалёв А.Г., Кузнецов В.В., Багринцева К.И., Пих Н.А. О результатах определения остаточной водонасыщенности прямыми и косвенными методами. // М.: Недра. Геология нефти и газа. № 9. 1986, с. 43-49.

37. Кол основа М.И., Ханин А. А. Состояние и перспективы изучения коллекторов нефти и газа. // М.: Недра. 1971, с. 19-22.

38. Колоскова М.И., Сараева Г.Д., Ханин А.А. Определение водонасыщенности пластов по усреднёным кривым капиллярного давления. // М.: Недра. Геология нефти и газа. 1972. №11, с. 46-50.

39. Комаров С.Г., Миколаевский Ю.Э., Сохранов Н.Н. Оценка нефтенасыщенности пластов по данным каротажа. // М.: Недра. Прикладная геофизика Вып. 54. 1969, с. 172-184.

40. Кокорин А.А., Заболотнов А.Р. Особенности разработки юрских залежей нефти Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта. // М.: Нефтяное хозяйство. № 10. 1997, с. 54-57.

41. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. // М.: Недра. 1975. 680 с.

42. Котяхов Ф.И., Мельникова Ю.С. и другие Об оценке коллекторских свойств нефтяных пластов по керну. // М.: Недра. Тр. ВНИИ. Вып. 48. 1967, с. 67-85.

43. Корчемкин В.Н. Определение водонасыщенности пород месторождений Западной Сибири методом центрифугирования. // Тюмень. Тр. ТИИ. Вып. 64. 1977, с. 100-108.

44. Корчемкин В.Н., Ильин В.М., Каптелинин Н.Д., Сонич В.П. Методика и результаты исследования нефтенасыщенности коллекторов на примере Западной Сибири. // М.: ВННИИОЭНГ. Научно-технический обзор, сер. Нефтегазовая геология и геофизика. 1978. 54 с.

45. Корчемкин В.Н. Водонефтенасыщенность продуктивных пластов Среднего Приобья и основные закономерности её изменения // Тюмень. Тр. СибНИИНП. Сб. Вопросы подсчёта запаса и нефтеотдача месторождений Западной Сибири. 1983, с. 65-79.

46. Корчемкин В.Н., Сонич В.П., Лазарев И.С. Оценка возможности изучения нефтегазонасыщенности обводнёных участков месторождений. // Тюмень. Тр. СибНИИНП. Сб. Вопросы подсчёта запаса и нефтеотдача месторождений Западной Сибири. 1983, с. 79-92.

47. Крейг Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. // М.: Недра, 1974. 191 с.

48. Кривоносов И.В., Горохов Н.С. Закрепление трещины гидроразрыва песком с сохранением их высотой проницаемости. // НТС. Нефтяное дело. № 9. 1962,с. 26-27.• *

49. Кусаков М.М., Ребиндер П.А., Зинченко К.Е. Поверхностные явления в процессах фильтрации нефти. Д. АН СССР. Новая серия. Т. XXXYII. № 5. 1940. 45 с.

50. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. // М.: Недра. 1981. 179 с.

51. Леонтьев Е.И., Дорогоницкая Л.М., Кузнецов Г.С., Малыхин А.Я. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. // М.: Недра. 1974. 239 с.

52. Лютомский С.М., Мормышев В.В., Боркун ФЛ. и др. Трехмерное моделирование разработки ачимовских отложений. // М.: Газовая промышленность № 9. 2000, с. 58-60

53. Малышев А. Г., Малышев Г.А., Журба В.Н. и др. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". // М.: Нефтяное хозяйство. № 9. 1997, с. 46-51.

54. Методика исследования пород-коллекторов. // М.: ВНИГНИ. 1970. 235 с.

55. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. // М.: Недра. 1983. 175 с.

56. Морозович Я.Р., Куликова Н.И., Скибицкая Н.А., Пих Н.А. Исследование достоверности определений остаточной водонасыщенности прямым методом. / В книге: Коллекторы нефти и газа флюидоупоры. // Новосибирск. 1983, с. 94-95.

57. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. / Отраслевой стандарт. ОСТ-39-195-86. // Министерствонефтяной промышленности. 1986. 19 с.

58. Новиков Д.А. Перспективы нефтегазоносности доюрского комплекса пород Талинской площади. // М.: Геология нефти и газа. № 2.2000, с. 6-9.

59. Нугайбеков А.Г. Повышение эффективности разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах турнейского яруса. II Уфа. Диссертация к.т.н. 1997. 141 с.

60. Оганджаняц В.Г., Мац А.А. Экспериментальные исследования влияния скорости вытеснения на нефтеотдачу однородного пласта. II М.: Недра. Труды ВНИИ. Вып. 10. 1974, с. 3-17.

61. Орлов Л.И. Теоретическое исследование методов центрифугирования и каппилярных давлений. / Реф. ж. ВИНИГНИ. // Геология реф. 565. № 5. 1973, с. 14-16

62. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. // М.: Недра. 1976. 89 с.

63. Отчет по теме:32.7610.5.77. "Экспериментальное исследования фильтрационных характеристик для целей подсчета запасов". Вашуркин А.И., Касов А.С., Паникаровский В.В. и др. И Тюмень. СибНИИНП. 1977.

64. Отчет по теме: "Влияние вещественного состава пород на их ко л лекторские свойства". Раевская Е.Б., Пих Н.А., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. Глав-тюменьгеология. 1978.

65. Отчет по теме: "Обобщение результатов исследования коллекторских свойств, литологических особенностей пород вскрытых в скважинах, пробуренных с применением РНО". Пих Н.А., Раевская Е.Б., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. Главтюменьгеология. 1983.

66. Отчет о НИР: "Обобщение лабораторных исследований по вытеснению нефти водой и другими агентами". Касов А.С., Новгородов В.В., Паникаровский В.В. и др.//Тюмень. СибНИИНП. 1985.

67. Отчет по теме: "Обобщение результатов исследования коллекторских свойств, цитологических особенностей пород вскрытых в скважинах, пробуренных с применением РНО". Пих Н.А., Раевская Е.Б., Паникаровский В.В. и др. //Тюмень. Главпоменьгеология. 1985.

68. Отчет по теме: "К результатам испытания буровых растворов на установке УИПК-1М" выполнено по хоз. договору 328-89. Паникаровский В.В. //Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 1989.

69. Отчет о НИР: Технологический регламент на глушение скважин при капитальном ремонте. Саунин В.И, Александров М.П., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 1999.

70. Отчет о НИР: Регламент по кислотной обработке для интенсификации притока малопродуктивных пластов Ямбурского и Уренгойского ГКМ. Романов В.К., Паникаровский В,В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2000.

71. Отчет о НИР: "Разработка и внедрение регламента на технологии гидравлического разрыва пласта для интенсификации притока пластового флюида". Саунин В.И., Александров М.П., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2000.

72. Отчет о НИР: "Разработка технологического регламента на первичное вскрытие коллекторов сложнопостроенных залежей юрских отложений". Романов В.К., Александров М.П., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2002.

73. Отчет о НИР: "Технология гидропескоструйной перфорации скважин месторождений Западной Сибири". Романов В.К., Александров М.П., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2002.

74. Паникаровский В.В., Шашков Ю.А., Мисюкевич B.C. Аппарат по отгонке воды из образцов малого размера. // Тюмень. ЦНТИ. Информационный листок №45-86. 1986.3 с.

75. Паникаровский В.В., Шашков Ю.А. Установка для определения проницаемости керна. // Тюмень. ЦНТИ. Информационный листок. № 12-87. 1987. 3 с.

76. Паникаровский В.В., Шашков Ю.А., Мисюкевич B.C. Кернодержатель с фиксированным обжимом. // Тюмень. ЦНТИ. Информационный листок № 100-86. 1986.3 с.

77. Паникаровский В.В. Моделирование остаточной водонасыщенности при определении коэффициента вытеснения. // М.: Недра. Геология нефти и газа. № 12. 1983, с. 18-19.

78. Паникаровский В.В. Влияние проникновения фильтрата раствора на нефтяной основе на остаточную водонасыщенность. // М.: Недра. Геология нефти и газа. №5. 1984, с. 49-50.

79. Паникаройский В.В. Обоснование степени проникновения фильтрата бурового раствора на углеводородной основе в керн. // М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. Вып. 5.1985, с. 16-20.

80. Паникаровский В.В., Федорцов В.В., Мотылёва Т.А., Шаляпин М.М. Исследование-влияния фильтрации глинистых растворов на проницаемость и остаточную водонасыщенность. // М.: Недра, Геология нефти и газа. № 7. 1985, с. 45-47.

81. Паникаровский В.В. Исследование вытеснения нефти при различной начальной нефтенасыщенности. // М.: Недра. Геология нефти и газа. № 8. 1985, с. 13-14.

82. Паникаровский В.В. Литолого-петрофизические особенности коллекторов тюменской свиты Красноленинского свода. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. Сб. Методы извлечения нефти из залежей сложного строения. 1987, с. 59-61.

83. Паникаровский В.В. Определение остаточной нефтенасыщенности на образцах керна с естественной водонасыщенностью. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. Сб. Оценка кондиций при разработке нефтяных и газовых месторождений. 1989, с. 40-42.

84. Паникаровский В.В. Экспериментальное исследование влияния эффекта разгазирования на остаточную водонасыщенность. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. Сб. Петрофизическое обеспечение подсчета запасов нефти и газа. 1989, с. 73-75.

85. Паникаровский В.В., Поляков Е.А. Экспериментальное определение параметра насыщения в процессе вытеснения нефти водой. // М.: Недра. Геология нефти и газа. № 3. 1988, с. 48-49.

86. Паникаровский В.В., Зарипов С.З. и др. Исследование влияния фильтратов буровых растворов на проницаемость керна. // Тюмень. Тр. СибНИИНП. Сб. Проблемы научно-технического прогресса в строительстве скважин. 1992, с. 52-56.

87. Паникаровский В.В., Поляков Д.Е. Учет проявления фактора смачиваемости при определении коэффициента вытеснения. // М.: Недра. Геология нефти и газа. № 9.1992, с. 27-28.

88. Паникаровский В.В. Роль геологических факторов при обосновании возможности получения промышленных дебитов. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". НТС. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 12.2000, с. 3-10.

89. Паникаровский В.В./Шульгина Н.Ю., Саунин В.И. Оценка распределения нерастворимых осадков в поровом пространстве коллекторов. // М.:ВНИИОЭНГ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.2V57.2000, с. 38-39.

90. Паникаровский В.В., Шуплецов В.А., Юшкова Н.Е. и др. Пат. № 2203304 РФ, МПК. С2 7С 09 К 7/06. Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин. Заявлено 02.07.2001. Опубликовано 27.04.03. Бюл. № 12.4 с.

91. Паникаровский В.В. Методы оценки кислотного воздействия на приза-бойную зону скважин. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Обз. инф. 2001.29 с.

92. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Петрофизические методы исследования нефтегазонасыщенности пород-коллекторов. // Тюмень. Изд-во. Вектор Бук. 2001. 112 с.

93. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Определение проницаемости и пористости расклинивающих материалов. // Тюмень. ООО ТюменНИИгипрогаз.

94. Изд-во. Недра. Сб. тр. ООО ТюменНИИгипрогаз. Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа. 2002, с. 65-73.

95. Паникаровский В.В., Клещенко И.И. Определение физических свойств расклинивающих материалов для гидравлического разрыва пласта. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Обз. инф. 2002.23 с.

96. Паникаровский В.В. Шуплецов В.А., Клещенко И.И. и др. Пат. № 2220281 РФ, МПК. CI 7Е 21 В 43/27. Способ подготовки призабойной зоны скважины перед кислотной обработкой. Заявлено 08.05.2002. Опубликовано2712.2003. Бюл. № 36.4 с.

97. Паникаровский В.В., Шуплецов В.А., Романов В.К. и др. Пат. №> 2224105 РФ, МПК. CI 7Е 21 В 49/02, G 01 N 15/08. Способ определения восстановления проницаемости горных пород. Заявлено 30.08.2002. Опубликовано2002.2004. Бюл. № 5.6 с.

98. Пат. № 2184363 РФ, МПК. CI 7G 01 № 15/08. Способ определения остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород. / Паникаровский В.В., Шуплецов В.А., Паникаровский Е.В Заявлено 12.07.2000. Опубликовано 27.06.02. Бюл.№ 18.4 с.

99. Пат. № 2189577 РФ, МПК. С2 7G 01 № 15/08 Е 21 В 43/26. Способ определения проницаемости расклинивающего материала. / Паникаровский В.В., Шуплецов В.А., Клещенко И.И. и др. Заявлено 11.10.2000. Опубликовано 20.09.02. Бюл. № 26. 3 с.

100. Патент Великобритания. № 1463866

101. Петерсилье В.И., Белов Ю.А., Веселов И.Ф. Авторское свидетельство № 976420 СССР. Способ установления факта проникновения водного раствора в нефтегазоносный пласт. Заявлено 29.04.81 №18 3285313. Опубликовано в Б.И. № 4. 1983. 5 с.

102. ПерозокГ.Н. Катаганез и глубинный эпигенез в гранулярных коллекторах нефти Усть-Балыкского месторождения. / В книге: Постседиментационные преобразования осадочных пород Сибири. //М.: Наука. 1967, с. 70-99.

103. Плотников А.А., Пономарев В.А., Рыжов А.Е. Обоснование критериев дифференциации запасов газовых залежей. // М.: Газовая промышленность. № 1. 1995, с. 28-29.

104. Пирсон. Методы определения остаточной влаги. / Перевод с английского издания иностр. лит. // M-JI. 1956. 124 с.

105. Поляков Е.А. Методические рекомендации по определению физических свойств коллекторов нефти и газа. // М.: Министерство геологии СССР. 1978. 82 с.

106. Поляков Е.А. Исследование электрического сопротивления и плотности водных растворов солей при высоких давлениях и температурах. // М.: Недра. Прикладная геофизика. № 41. 1965, с. 163-180.

107. Поляков Е.А. Методика изучения физических свойств коллекторов нефти и газа. // М.: Недра. 1981. 182 с.

108. Поляков Е.Е. Выделение в колонке керна однородных по акустическим и электрическим свойствам интервалов с помощью лабораторных микроустановок. //М.: Недра. Разведочная геофизика. Вып. 1980, с 186-194.

109. Пономарев В.А. Методика изучения и создания моделей геологического строения ачимовской толщи для проектирования разработки залежей. Дис. канд. техн. наук. // М. 1998. 143 с.

110. Практические рекомендации для изучения высокопрочных проппантов, используемых в ГРП. American Petroleum Institute Production Department 211 North Ervay, Suite 1700 Dallas. Texas 75201, p. 24.

111. РД. Американского нефтяного института 61 (RP 61) Американский нефтяной институт 1220L Street, Nortfwest, Washinqton, DC 20005.

112. РД-00158758-199-98. Технологический регламент на технологию капитального ремонта скважин на Ямбургском ГКМ. / Саунин В.И., Кашкаров Н.Г., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 1998. 59 с.

113. РД-00158758-212-2000 Технологический регламент на технологию гидравлического разрыва пласта для интенсификации притока пластового флюида. / Саунин В.И., Александров М.П., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2000.68 с.

114. РД-00158758-218-2001 Технологический регламент по намыву гравийного фильтра в продуктивных пластах. / Романов В.К., Александров М.П., ПаникаIровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2001.26 с.

115. РД-00158758-219-2001 Технологический регламент на использование технологических жидкостей и блокирующих систем (морозостойких) для глушения газовых скважин с АНПД. / Романов В.К., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2001. 27 с.

116. РД-00158758-220-2001 Технологический регламент по кислотной обработке-для-интенсификации притока малопродуктивных пластов Ямбургского и Уренгойского ГКМ. / Клещенко И.И., Романов В.К., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2001.32 с.

117. РД-000158758-232-2002. Технологический регламент на первичное вскрытие коллекторов сложнопостроенных залежей юрских отложений. / Романов В.К., Александров М.П., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2001.69 с.

118. Рыльков А.В. Закономерности распределения и формирования нефтей в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. // М.: Недра. Тр. ЗапСибНИГНИ. 1969. 120 с.

119. Рябоконь С.А. Нечаев А.С., Чагай Е.В. Жидкости-песконосители для гидроразрыва пласта. М., ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело». 1987, 52 с.

120. Санин В.П. и др. О необходимости учёта запасов нефти в переходной зоне как объекте возможной эксплуатации. // М.: Недра. Геология нефти и газа. №> 1. 1975, с. 39-43.

121. Скибицкая Н.А. Исследование связи параметра насыщения и коэффициента газонефтенасыщенности на месторождениях Западной Сибири. // М.: Недра. Тр. МИНХиГП. Вып. 89. 1969, с.94-101.

122. Скибицкая Н.А. Петрофизические исследования с целью обоснования методики определения остаточной водонасыщенности пород по данным электрометрии. / Кандидатская диссертация МИНХиГП. // М.: 1971. 173 с.

123. Слобоц Ф., Чемберс А., Прен У. Применение центрифуги для определения содержания связанной воды, остаточной нефти и кривых каппилярного давления в небольших кернах. // М.: ГОСИНТИ. Реф. сборник. Сер. Нефтепромысловое дело. Вып. 105. 1954, с. 19-24.

124. Смит Д. Процессы гидравлического разрыва пласта с закачкой больших количеств песка. // М.: Недра. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. №4. 1990, с. 29-35.

125. Сохошко С.К., Клещенко И.И., Паникаровский В.В. и др. Кислотная обработка скважин с помощью койлтюбинговой установки. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". Сер. Разработка и эксплуатация газовых й газоконденсатных месторождений. Обз. инф. 2003.43 с.

126. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов // М.: Недра. 1968.416 с.

127. Сургучёв Д.Л., Желтов Ю.В., Симаин Э.М. Физико-химические микропроцессоры в нефтегазоносных пластах. // М.: Недра. 1984. 214 с.

128. Таужнянский Г.В. Определение объёмной влажности коллекторов с использованием данных по скважинам, пробуренных на безводных углеводородных растворах. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 162. 1981, с. 116-122.

129. Теленков В.М. Способ геофизической оценки остаточного нефтенасы-щения перфорированных пластов. // М.: Недра. Нефтяное хозяйство. № 1 1986, с. 48-50.

130. Технологический регламент на глушение скважин раствором на основе полимера Praestol на месторождениях ООО "Надымгазпром". / Клещенко И.И., Кустышев А. В., Сохошко С.К., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2001.31 с.

131. Технологический регламент по глушению скважин с помощью койлтюбинговой установки на месторождениях севера Западной Сибири. НД 00158758248-2003. / Сохошко С.К., Клещенко И.И., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2003. 40 с.

132. Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин. НД 158758-2502003. / Сохошко С.К., Клещенко И.И., Паникаровский В.В. и др. // Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2003. 43 с.

133. Торрей П.Л. Открытие связанной воды в нефтяных коллекторах. / Перевод с англ. № 687647. // Бюро переводов института научной и технической информации. М. 1967. 52 с.

134. Токарев В.П., Савин В.А. и др. К оценке нефтегазонасыщенности коллекторов продуктивных отложений Южного Мангышлака. // М.: Недра. Геология нефти и газа. № 6.1974, с. 53-57.

135. Топорков В.Г., Петерсилье В.И. / В книге: Использование материалов геофизических исследований скважин при комплексной интерпритациии и подсчете запасов нефти и газа. // М.: Недра. 1986, с. 97-100.

136. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. //М.: Недра. 1980, с. 523-565.

137. Тульбович Б.И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. // Пермь. 1975.194 с.

138. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. //М.: Недра. 1979.199 с.

139. ТУ 39-1554-91. Песок кварцевый фракционированный для крепления трещин гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации и гравийных фильтров. 11с.

140. ТУ 39-0147001-160-97. Песок кварцевый фракционированный месторождения остров Золотой для крепления трещин гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, скважинных гравийных фильтров и для фильтров очистки воды. 19 с.

141. Турицин К.С., Мандельбаум М.М. Петрофизические закономерности в формировании пористости песчаных коллекторов на Ковыткинском месторождении. //М.: Геофизика. Спецвыпуск к 50-летию "Иркутскгеофизики". 1999, с. 56-58.

142. Ушатинский И.И., Зарипов О.Г. Постседиментационные изменения минералогии и фильтрационных свойств коллекторов нефти и газа Западной Сибири. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 35. 1970, с. 176-191.

143. Ушатинский И.И., Зарипов О.Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. // Свердловск. Ср. Уральское изд-во. 1978:208 с.

144. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. // М.: Недра, 1976.295 с.

145. Ханин A.A. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. // М.: Гостоптехиздат. 1963. 207 с.

146. Шпуров И.В., Разуменко В.Е., Горев В.Г. и др. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта. // М.: Нефтяное хозяйство. № 10. 1997, с. 50-53.

147. Шишигин С.И. Методика определения не снижающейся физически связанной воды в образцах пород-коллекторов на аппарате УИПК. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 62. 1972, с. 3-26.

148. Шишигин С.И. Методы и результаты изучения коэффициента вытеснения нефти из образцов пород-коллекторов в условиях близким к пластовым. // Новосибирск. Геология и геофизика. № 5. 1972, с. 124-125.

149. Шишигин С.И. Оценочные классификационные шкалы коллекгорских свойств продуктивных пород мезозоя Западно-Сибирской равнины. // Тюмень. Тр. ЗапСибНИГНИ. Вып. 130. 1978, с. 102-115.

150. Шутихин В.И., Березин В.М. Способ оценки проникновения в керн фильтрата известково-битумого раствора. // М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. № 6. 1980, с. 27-28.

151. Энгельгарт В.Ф. Погребённая вода в нефтеносных пластах и песчаниках. / IY Международный конгресс Геология нефтяных и газовых месторождений. // М.: Гостоптехиздат. Т. I. 1956,. с. 176-185.

152. Южанинов П.М., Азаматов В.И. Гидравлический разрыв пласта как основной метод интенсификации работы скважин с низкопроницаемыми терриген-ными коллекторами. // М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. Вып. №5. 1989, с. 85-89.

153. Юрченко А.А., Горлова З.А. Об использовании отечественных кварцевых песков для инренсификации добычи из низкопроницаемых методом гидравлического разрыва пласта. // М.: ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело. № 1. 1998, с. 5-8.

154. Ягафаров А.К., Курамшин Г.М., Демичев С.С. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири. // Тюмень. Изд-во. Слово. 2000. 224 с.

155. Ягафаров А.К., Клещенко И.И., Паникаровский В.В. Составы для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины. / Тюмень. Изд-во. Нефть и газ. Известия высших учебных заведений. ТюмГНГУ. № 3.2003, с. 10-14.

156. Morrow N. The retention connote water in hydrocarbon reservoirs Part I. A reviev of basic prince les. Part II Environment and properties of connote water //Oil week. 1971. 20, № 7, p. 38-95.

157. Drilling. 1978. 39. №12. 184, p.

158. J. Petrol. Techno. 1974. 26, p. 731-739.

159. J. Petrol. Techno. 1979. 31. №4, p. 525-531.t

160. J. Oil and Gas, 1980. 78. № 11, p. 68-72.

161. Технологический регламент по глушению газовых и газоконденстаных скважин. НД 04803457-276-2004. / Клещенко И.И., Романов В.К., Паникаровский В.В. и др.//Тюмень. ТюменНИИгипрогаз. 2004.40 с.

162. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Определение упругих свойств осадочных пород. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". НТС. № 1. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2004. с. 25-30.

163. Паникаровский В.В., Клещенко И.И., Паникаровский Е.В. Вскрытие и освоение сложнопостроенных залежей // М.: ООО ИРЦ "Газпром". Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Обз. инф. 2004.48 с.

164. Паникаровский В.В., Паникаровский Е.В. Определение коэффициента восстановления проницаемости горных пород. // М.: ООО ИРЦ "Газпром". НТС. № 4. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2004. с. 23-28.

Информация о работе

Паникаровский, Валентин Васильевич
доктора технических наук
Москва, 2004
ВАК 25.00.16

Диссертация

Разработка методов исследования пород-коллекторов с целью повышения продуктивности скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы