книги / Формирование состава остаточных нефтей
..pdfС целью получения информации о состоянии выработки запасов в Татарстане силами ООО «НТГ-Групп» применяется в промышленном масштабе технология геофизических исследований в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами в интервале продуктивных отложений [257-259]. Технология предусмат ривает периодический контроль изменения нефте- и водонасыщенности пластов в контрольных и контрольно-добывающих скважинах методами индукционного каротажа (ИК). При заводнении продуктивных коллекторов с известной минера лизацией от 15 до 270 мг/л по данным ИК количественно оценивается коэффи циент текущей или остаточной нефтенасыщенности с абсолютной погрешностью ±5%. Для изучения радиальной неоднородности по изменению нефтенасыщен ности от стенки скважины в глубь пласта были использованы зонды ЗИ-0,5; ЗИ-0,25 с глубиной исследования 1,0 и 0,5 м соответственно. Авторы считают, что целенаправленное формирование сети скважин, обсаженных стеклопласти ковыми трубами, в количестве 10-15% от проектного фонда скважин обеспечит количественный контроль за выработкой запасов нефти в течение всего периода разработки.
Однако с помощью этого метода нельзя дифференцировать текущую нефтенасыщенность по подвижности. Поэтому нами предпринята попытка оценить вклад подвижной и неподвижной составляющихтекущей нефтенасыщенности на основе данных распределения по подвижности начальной нефтенасыщенности.
Для доказательства правомерности такого подхода предварительно проведено сопоставление значений удельного электрического сопротивления пласта, ис пользуемого при расчете начальной нефтенасыщенности стандартным комплек сом ГИС, и первых замеров текущей нефтенасыщенности с помощью метода ИК с глубиной исследования 1 м (рис. 11.2). Привлечение для построения зависимос ти данных около 60 пар по удельному электрическому сопротивлению для одних и тех же скважин и интервалов пласта и высокий коэффициент корреляции дают основание для совместного использования параметров подвижной и неподвиж ной начальной нефтенасыщенности и текущей нефтенасыщенности.
Рис. 11.2. Сопоставление удельных электрических сопротивлений, полученных методами электрометрии и индукционного каротажа
В процессе разработки пластов заводнением в отсутствии фазовых изменений состояния нефти неподвижная часть нефтенасыщенности, то есть ее абсолютное значение, остается неизменной относительно порового объема, а увеличивается только относительно текущей нефтенасыщенности. Подвижную текущую нефтенасыщенность (Кнп*) можно определить по разности текущей нефтенасыщен ности (Кн*) и неподвижной начальной нефтенасыщенности: Кнп*=Кн*-Кнп. Однако, как показал корреляционный анализ, неподвижная часть нефтенасы щенности не взаимосвязана ни с параметрами пласта —пористостью и проница емостью, ни с параметрами начального флюидонасыщения.
Анализ зависимостей VHn=f(VH) по подсчетным интервалам пласта двух бло ков Миннибаевской и Зеленогорской площадей показывает на их близость для горизонта Д,. Это послужило основой для расчета обобщенной зависимости объ ема подвижной нефти от начального объема нефти (табл. 11.4). Это уравнение имеет существенное значение для оценки объемов нефти, отличающихся по под вижности. Во-первых, при отсутствии данных ЯМК им можно воспользоваться для расчета начального объема подвижной нефти только поданным стандартного комплекса ГИС. Из этого следует, что объем неподвижной нефти равен VH H =V H- Унп. Во-вторых, если вместо начального объема нефти в уравнение VHn=f(VH) подставить текущий объем нефти (Ун*), то будет получено значение текущего объема подвижной нефти VHn*=f(VH*).
Неоднородность и расчлененность эксплуатационных объектов предопреде ляют неравномерную их выработку. В результате этого по объему пласта в целом, а также по отдельным прослоям создается пространственное распределение оста точных запасов нефти с наличием непроницаемых зон и зон прорыва закачивае мого в пласт агента. Оценка текущей подвижной нефтенасыщенности позволяет проанализировать поведение продуктивных пластов в процессе их эксплуатации. На рис. 11.3 для околоскважинного пространства горизонта Д1приведены значе ния текущей нефтенасыщенности по пластам. Очевидно, что верхние пласты а и б не разрабатываются, о чем свидетельствует отсутствие изменения подвижной части текущей нефтенасыщенности. Для пластов же в и г за пять лет разработ ки заводнением отмечается уменьшение текущей нефтенасыщенности за счет ее подвижной части. На рис. 11.4 приведена динамика изменения нефтенасыщен ности, суммированная по отдельным пластам с учетом их эффективной толщины в целом по горизонту Д,. Уменьшение текущей нефтенасыщенности обусловлено снижением вклада подвижной части без изменения неподвижной нефтенасы щенности.
Кроме этого, возможность получения значений подвижной нефтенасыщен ности по пластам по данным разработки может быть использована для подсчета запасов нефти на поздней стадии разработки с дифференциацией их по подвиж ности.
Существующие геофизические методы и технологии оценки текущей и ос таточной нефтеводонасыщенности разрабатываемых нефтяных пластов либо недостаточно достоверны, либо дорогостоящие и не оперативные. Это особенно характерно для месторождений нефти с низкой минерализацией пластовых вод, а также для эксплуатируемых месторождений с закачкой в пласты пресной воды
Рис. 11.3. Динамика распределения подвижной текущей нефтенасыщенностн Кнп* по пластам (а, б, в, г) горизонта Д,
Рис. 11.4. Динамика распределения текущей нефтенасыщенностн Кн* (/), текущей подвижной части нефтенасыщенностн Кнп* (2) и неподвижной части нефтенасыщенности Кнн (3) для горизонтаД,
для поддержания пластового давления. Мировой опыт свидетельствует, что в та ких условиях удовлетворительные результаты по оценке текущей и остаточной нефтенасыщенностн могут быть получены поданным импульсного нейтронного углеродно-кислородного каротажа (С/О) [260,261].
11.5.Подсчет балансовых запасов нефти с использованием подвижной
инеподвижной нефтенасыщенностн
Способ определения параметров начального флюидонасыщенпя [246] при менен для подсчета балансовых запасов нефти с подразделением на три части. Задача заключается в том, чтобы, во-первых, дополнительно подразделить под вижную часть запасов по применимости к ним первичных и вторичных спосо бов разработки, а также третичных методов увеличения нефтеотдачи, во-вторых, сопоставить запасы, подсчитанные по традиционной схеме с использованием начальной нефтенасыщенностн, и путем суммирования неподвижной и подвиж ной частей запасов, подсчитанных на основе подвижной и неподвижной частей нефтенасыщенности.
Для пересчета балансовых запасов нефти нет необходимости пересматривать весь промыслово-геофизический материал: выделять коллектора, определять эффективные нефтенасыщенные толщины. Достаточно установить характер на сыщения коллекторов. На основе переинтерпретации стандартного комплекса ГИС, дополненного методом ЯМК, проведен расчет параметров подвижной и неподвижной нефтенасыщенности пластов и рассчитаны их средние значения по всему фонду скважин на начало бурения.
В качестве подсчетного объекта месторождения использован пашийский го ризонт месторождения. Подсчет запасов нефти проводился объемным методом. Балансовые запасы нефти подсчитывались как произведение объема нефтенасы
щенной залежи, средних значений пористости, нефтенасыщенности, плотности нефти и обратной величины коэффициента объемного расширения нефти:
Q = V*Kn-KH-p-k,
где Q —начальные запасы нефти; V —объем нефтенасыщенной залежи; Кп —по ристость; Кн - нефтенасыщенность; р —плотность нефти; к —коэффициент пе ревода (обратная величина коэффициента объемного расширения нефти).
В этой формуле параметр нефтенасыщенности соответствует общей нефте насыщенности пласта. Параметры же плотности стабилизированной пластовой нефти и обратной величины коэффициента ее объемного расширения в припо верхностных условиях отражают свойства не всей пластовой нефти, а лишь ее подвижной части, так как неподвижная часть нефти не попадает в пробоотборник. Поскольку неподвижная часть нефти характеризуется более высокими значени ями плотности и не обладает объемным расширением, то неучет этого приводит к занижению запасов. В соответствии с этим подвижные и неподвижные запасы нефти подсчитаны раздельно с использованием соответствующих подвижной и неподвижной частям нефти значений плотности и обратной величины коэффи циента их объемного расширения.
Значения расчетных параметров для пашийского горизонта, использованные для подсчета балансовых запасов нефти традиционным способом согласно инс трукции Государственного комитета по запасам РФ (ГКЗ РФ) (вариант 1) и с подразделеним на подвижные и неподвижные (вариант 2), приведены в таблице 11.5. В первом варианте использовано среднее значение нефтенасыщенности, плот ность пластовых проб нефти и учтена усадка нефти при переводе ее из пластовых условий в поверхностные. По второму варианту балансовые запасы получены в виде суммы подвижных и неподвижных запасов с использованием средних значе ний подвижной нефтенасыщенности 0,644 и неподвижной нефтенасыщенности 0,128. Для подвижной части нефти принята плотность, полученная по анализам пластовых проб нефти, а неподвижной —рассчитанная по функциональной за висимости плотности неподвижной части нефти от подвижной, полученной по лабораторным данным. Коэффициент перевода учитывает изменение объема нефти при подъеме ее из пласта на поверхность и представляет собой величину, обратную коэффициенту объемного расширения. Объемы неподвижной части нефти в пластовых и поверхностных условиях одинаковы, поэтому коэффициент перевода для неподвижной части нефти принят за единицу. Для подсчетного объ екта балансовые запасы нефти, полученные традиционным способом согласно варианту 1, ниже, чем запасы, полученные на основе параметров подвижной и неподвижной нефтенасыщенности раздельно по варианту 2.
Согласно требованиям ГКЗ РФ запасы нефти на основе коэффициента из влечения нефти подразделяют на две части: извлекаемую и неизвлекаемую (рис. 11.5). Коэффициент извлечения нефти рассчитан для подсчетного объекта по ме тодике ТатНИПИнефть:
КИН=Кс*КзКв,
где КИН —коэффициент извлечения нефти; Кс —коэффициент сетки; Кз —ко эффициент заводнения; Кв —коэффициент вытеснения.
Расчетные параметры |
Вариант 1 |
Вариант 2 |
||
подвижные |
неподвижные |
|||
|
|
|||
Нефтенасыщенность, отн.ед. |
0,773 |
0,644 |
0,128 |
|
Коэффициент перевода, отн.ед. |
0,936 |
0,936 |
1,0 |
|
Плотность нефти, г/см3 |
0,816 |
0,816 |
0,918 |
|
Запасы нефти, тыс.т |
1403 |
1170 |
264 |
|
Для пашийского горизонта КИН составляет 0,403.
Вариант 2 подсчета запасов позволяет выделять три составные части балан совых запасов: 1) извлекаемые под действием естественной энергии залежи и вторичных методов, 2) извлекаемые при применении третичных методов, 3) неподвижные. Применение параметров подвижной и неподвижной нефтенасыщенности позволяет сразу раздельно подсчитать подвижную часть запасов и неподвижную часть запасов, неизвлекаемую существующими технологиями. Подвижные запасы, которые можно извлечь с использованием энергии залежи и вторичных способов воздействия (извлекаемые 1), рассчитываются как произве дение балансовых запасов и КИН. Те запасы, которые можно извлечь с исполь зованием третичных методов (извлекаемые 2), рассчитываются вычитанием из балансовых запасов подвижных 1и неизвлекаемых.
Запасы нефти (вариант 1) Запасы нефти ( вариант2)
|
21,7% |
|
□Извлекаемые ■ Неизвлекаемые |
□Извлекаемые 1 |
■Неподвижные |
□Извлекаемые 2 |
|
|
|
|
Рис. 11.5. Подразделение балансовых запасов нефти в соответствии с требованиями ГКЗ и по предлагаемому варианту
Балансовые запасы нефти можно подразделить на три части и при отсутствии данных ЯМК, воспользовавшись уравнением зависимости подвижной нефтенасыщенности от общей нефтенасыщенности.
Подразделение балансовых запасов нефти на три части в соответствии с под вижностью можно использовать для подсчета текущих запасов. На основе инфор мации о балансовых запасах нефти в совокупности с данными по отобранным объемам нефти на текущей или завершающей стадии разработки можно оценить, сколько осталось той или иной части нефти и с помощью каких подходов и ме тодов можно ее извлечь (табл. 11.6). Текущие запасы, которые можно извлечь с
помощью вторичных методов увеличения нефтеотдачи, можно оценить в виде разности соответствующих начальных запасов и извлеченных. Если отобранные запасы превышают запасы, извлекаемые первичными и вторичными методами, то текущие третичные запасы будут соответствовать разнице между суммарным содержанием первичных и третичных запасов и отобранных объемов нефти. И, наконец, остаются неподвижные запасы, которые невозможно извлечь.
Использование ранее вообще неопределяемых параметров или параметров, совместно неопределяемых одним и тем же комплексом методов геофизического исследования скважин, таких, как подвижная нефтенасыщенность, неподвиж ная нефтенасыщенность, связанная водонасыщенность и смачиваемость поровой поверхности пласта, позволит повысить информативность и достоверность геологических и гидродинамических моделей пласта, фиксирующих структуру запасов и ее изменение.
Таблица 11.6. Подразделение текущих запасов нефти на три части в соответствии
с подвижностью |
|
|
|
Балансовые запасы |
Выработка запасов |
Текущие запасы |
|
|
нефти |
||
|
|
|
|
Овтор |
Q * |
< Q B T O P |
Q B T O P * = Q B T O P - Q* |
|
|
|
Отрет* = Отрет |
|
|
|
QHen* = QHen |
(Зтрет |
Q * |
> Q B T O P |
Отрет* = Q B T O P + Отрет —Q* |
|
|
|
Qnen* = Quen |
QHen |
Q* = Q B T O P + Отрет |
Quen* = Qnen |
|
Q - балансовые запасы нефти |
|
|
|
Q B T O P |
- запасы, извлекаемые первичными и вторичными методами |
||
Отрет - запасы, извлекаемые третичными методами |
|
||
Qnen - неподвижные запасы Q* - текущие запасы нефти
Q B T O P * - текущие запасы, извлекаемые первичными и вторичными методами Отрет* —текущие запасы, извлекаемые третичными методами_____________
ЛИТЕРАТУРА
1. |
Курбский Г.П. Геохимия нефтей Татарии. —М: Наука, 1987. - 168 с. |
2. |
Химия и геохимия пермских битумов Татарстана / Г.П.Каюкова, Г.В.Романов, Р.Х.Мус |
лимов и др. - М.: Наука, 1999. - 304 с. |
|
3. |
Ларочкина И.А. Принципы расчленения, идентификации и корреляции терригенных ниж- |
некамеиноугольных отложений // Георесурсы. - 2005. - № 2. - С. 15-18.
4.Галеев Р.Г. Повышение выработки труднопзвлекаемых запасов углеводородного сырья. - М.: КубК-а, 1997.-352 с.
5.Петров А.А. Углеводороды нефти. —М.: Наука, 1984. - 263 с.
6.Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с
применением заводнения. - Казань: Казанский ун-т, 2002. - 596 с.
7. Галлямова Э.А., Шутихин В.И. Формирование остаточной нефти в продуктивных пластах месторождений Башкортостана / / Интеграция науки и высшего образования в области органи ческой и биоорганической химии и механики многофазных систем. - 2003. - С. 125-126.
8.Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра. 1977. -
214с.
9.Мельникова Ю.С., Юрчак В.П., ЕфремоваЛ.Н. идр. Оценка начальной и остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов месторождения Узень по результатам исследования керна // Алма-Ата, Тр.КазНИПИнефти. —1981. - Вып. 8. —С. 18-21.
10.Березин В.М., Гизатуллина В.В., Шутихин В.И., Ярыгина В.С. Остаточная нефтенасыщенность песчаников продуктивных пластов девона // Нефтяное хозяйство. - 1982. - № 6. - С.34-37.
11.Ковалев А.Г., Кузнецова А.М., Фролов А.И. Экспериментальные определения коэффици ента вытеснения нефти водой на образцах продуктивных отложений //Тюмень, Тр.КазНИПИ нефти. —1980. - Вып. 7. - С.20-22.
12.Альтов А.В., Борисов Б.Ф., Данилов В.И. Методика изучения свойств остаточной нефти в карбонатных коллекторах// Нефтяное хозяйство. —1976. —№ 6. —С.53-56.
13.Касов А.С. Уточнение расчета среднего коэффициента вытеснения / Геология и раз работка нефтяных месторождений Западной Сибири // Тр.СибНИИНП. - 1975. - Вып. 3. - С.228-232.
14.Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в завод ненных пластах// Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 9. - С.31-37.
15.Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. —М.:
Недра, 1985.-267 с.
16.Михайлов //.//., Кольчинская Т.Н., Джемсюк А.В., Семенова Н.А. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенностн. - М.: Наука, 1993. - 173 с.
17.Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. - М.: Недра,
1992.-270 с.
18.Михайлов Н.Н. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенностн из за водненных пластов / / Нефтяное хозяйство. —1997. —N° 11. —С. 14-17.
19.Титов В.И., Жданов С.А. Изменение состава пластовых нефтей при разработке месторож дений (Обзор) // Нефтяное хозяйство. —1988. - N9 8. - С.26-28.
20.Выгодский Е.М. Экспертная оценка форм залегания остаточной нефти в пласте // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ. —1984. - N9 8. - С. 18-22.
21.Учет геолого-технических, технологических и экономических факторов при выборе ме
тодов увеличения нефтеотдачи / / Нефтепромысловое дело (экспресс-информация). - 1994. - № 9.-С .2-19.
22.Sorbic K.S., Mackay E.J. Mixing of injected, connate and aquifer brines in waterflooding and its relevance to oilfield scaling//J. Petrol. Sci. and Eng. —2000. - V.27, № 1-2. —P.85-106.
23.Романов Г.В., Ибатуллин P.P., Юсупова T.H., Романова У.Г. Физико-химические проблемы повышения нефтеотдачи пластов // Российский химический журнал. —1999. —Т.43. - № 3-4. - С.72-81.
24.Anderson W.G. Wettability Literature Survey —Part 6: The Effects ofWettability on Waterflooding
//Journal of Petroleum Technology. - 1987. - № 12. - P.1605-1622.
25.Юркие Н.И. Механизм вытеснения нефти из пористой среды // Нефтяное хозяйство. - 1994. —№ 6. —С.36-40.
26.Хайретдинов II.Ш., Кукушкина Е.А., РахманкуловД.Л., Паушкин Я.М. Новые представле ния о химическом составе поверхности порового пространства нефтяных коллекторов //Докла ды АН СССР. - 1985. - Т.282, № 5. - С.1183-1185.
27.Скибицкая Н.А., Яковлева О.П., Доманова Е.Г., Соколов В.Н., Кузьмин В.А., Григорьев Г.А., Ингерова Т.В., Шарова Н.А., Баринова О.И., Невская Г.А., Барамзина В.А. Эволюционные процес сы самоорганизации и фазовых преобразований породообразующего минерально-органическо го вещества залежей углеводородов // Газовая промышленность. —1997. —№ 7. —С.24-29.
28.Еремина Е.И. Влияние метасоматоза на структурирование органического вещества // «Развитие идей И.М. Губкина втеории и практике нефтегазового дела»: Тез. докл. 14 Губкинских чтений. —М., 1996. —С.42.
29.Majid А.М., Sparks B.D., Ripmeester G.A. Characterization of solvent-insoluble organic matter isolated from Alberta oil sand // Fuel. —1991. —V.70, № 1. —P.78-83.
30.Yusupovu T.N., Petrova L.M., Mukhametshin R.Z., Romanov G.V., loss T.R., Ganeeva Yu.M.
Distribution and composition of organic matter in oiland bitumen-containing rocks in deposits of dif
ferent ages // J. ofThermal Analysis and Calorimetry. - 1999. - V.55. - P.99-107.
31.Ganeeva Y.M., Yusupova T.N., Foss T.R., Romanov G.V. // Composition Features of bitumen taken from the productive oil beds of the devonian and carboniferous deposits of Tatarstan,s fields. Seventh International oil and gas Conference and Exhibition in China: «Advancing technology to Meet Global Challenges ofthe 21st Century», 7-10 November 2000-Bciging, China, SPE paper 64631.
32.Петрова Л.М., Юсупова T.H., Фосс T.P., Мухаметшин Р.З., Романов Г.В. Характеристика битумов зоны водонефтяного контакта // Нефтехимия. —2004. - N9 5. —С.333-339.
33.BuckleyJ.S. Wetting alteration ofsolid surfaces by crude oils and their asphaltenes / / Rev. Inst. fr. Petrole. - 1998. - V.53. - № 3. - P.303-312.
34.Yang S.-Y., Hirasaki G.J., Basu S., Vaidya R. Statistical analysis on parameters that affect wetting for the crude oil/brinc/mica system // J. Petrol. Sci. and Eng. —2002. —V.33. —№ 1-3. — P.203-215.
35.Buckley Jill S., Wang Jianxin // Crude oil and asphaltene characterization for prediction of wetting alteration // J. Petrol. Sci. and Eng. - 2002. —V.33. —N91-3. - P.195-202.
36.Bertrand E., Bonn D., Broseta D., Dobbs II., Indekeu J.O., Meunier J., Ragil K., Shahidzadeh N.
Wetting of alkanes on water// J. Petrol. Sci. and Eng. —2002. —V.33. —№ 1-3. —P.217-222.
37.Yen T.F., Sprang S.R. Contribution of ESS analysis toward dysgenics mechanisms in bitumen deposits// Geochemistry Cosmochim Acta. - 1977. - V.41. - P.1007-1018.
38.Treibet R.E., Archer Duana L, Owens W.W. A laboratory evaluation of the wettability of fifty
oil - producting resesiors // Soc. Petrol. Y. - 1972. - V. 12. —N9 6. —P.537-540.
39.Мархасин И.Л., Симонкина B.C. Методика массового определения остаточной нефтенасыщенности насыпных грунтов с помощью калибровки кривой // Новости нефтяной техники. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1955. - N» 5. - С.20-23.
40.Мархасин ИЛ, Строкина В.Р. К вопросу о фракционированном составе пленки нефти на границе с твердой фазой / / Баш. отд. ВХО им. Д.И.Менделеева. Докл. нефтехимической сек ции. - 1972. - Вып. 8. - С.286-289.
41.Мархасин И.Л., Гусманова Г.М. Исследование адсорбции компонентов нефти на твердых поверхностях // Баш.отд. ВХО им.Д.И.Менделеева. Докл. нефтехимической секции. - 1972. — Вып. 8. - С.262-266.
42. Мархасин И.Л., Строкина В.Р. Методика и результаты послойного изучения гранич ного слоя нефти на контакте с твердой фазой / / Известия вузов. Сер. Нефть и газ. - 1973. -
№5. —С.86-88.
43.СалехЯ.X., Гафаров Ш.А. Влияние нефтяной пленки на количество остаточной нефти при вытеснении нефти водой / / Материалы 2-го Международного симпозиума Наука и технология углеводородных дисперсных систем, Уфа, 2-5 окт., 2000. - С.213-214.
44.Салех Я.Х., Гафаров Ш.А. Исследование отмыва пленочной нефти различного состава с карбонатной поверхности / / Материалы 2-го Международного симпозиума Наука и технология углеводородных дисперсных систем, Уфа, 2-5 окт., 2000. - С.214-215.
45.Альтов А.В., Борисов Б.Ф., Данилов В.И. Методика изучения свойств остаточной нефти в карбонатных коллекторах. - Нефтяное хозяйство. - 1976. - № 6 .- С.53-56.
46.Галлямов А.К., Галлямова Э.А., Мархасин И.Л. О зависимости предельного напряжения сдвига тонких (граничных) слоев нефти от контактного напряжения и содержания асфальтенов
//Нефтяное хозяйство. —1974. - № 12. - С.52-54.
47.Гизатуллина В.В., Ярыгина В.С. Неподвижная окисленная нефть в продуктивных плас тах месторождений Башкирии / / Сб. Тектоника и нефгегазоносность Башкирии. — Уфа: УфИИИ, 1983. —С.43-50.
48.Выгодский Е.М. Экспертная оценка форм залегания остаточной нефти в пласте / / Изв.
вузов. Сер. Нефть и газ. - 1984. - № 8. - С. 18-22.
49.Сюняев З.И. Нефтяной углерод и химия. —М.: Химия, 1980. - 272 с.
50.Сюняев З.Р., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. - М.: Химия, 1990.-224 с.
51.Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии переработки нефти. —М.: Химия, 1998. —200 с.
52.Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. — М.: Техника. - 2000. - 336 с.
53.РатовА.Н. Механизм структурообразования и аномалии реологических свойств нефтей
и природных битумов / / Российский химический журнал. - 1995. - Т.34, № 5. - С. 106-113.
54.Ратов А.П., Ашмян К.Д., Немировская Г.Б., ЕмельяноваА.С., Дитятьева Л.II. Особенности структурообразования в высоковязких парафинистых нефтях / / Химия и технология топлив и масел. - 1995. - № 1. - С.22-24.
55.Ратов А.Н. Физико-химическая природа структурообразования в высоковязких неф
тях и природных битумах и их реологические различия / / Нефтехимия. - 1996. - Т.36, № 3. -
С.195-208.
56.Ревизский Ю.В., ШаСшисламова А.С., РепинДМ., Давиденко II.В., Будтов В.П. Влияние структурирования пластовых флюидов на эффективность извлечения нефти с применением реа
гентов / / Нефтяное хозяйство. - 1999. —№ 2. - С.30-32.
57. Ахметов Б.Р., Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Некоторые особенности надмолекулярных структур в нефтяных средах / / Химия и технология топлив и масел. - 2002. - № 4. - С.41-43.
58. Agrawala Mayur, Yarranton Harvey W. Ап asphaltene association model analogous to linear po lymerization / / Ind. and Eng. Chcm. Res. —2001. - V.40, No 21. - P.4664-4672.
59.Andersen Simon I., SpeightJames G. Petroleum resins: separation, character, and role in petroleum
//Petrol. Sci. and Technol. - 2001. - V.19, N° 1-2. - P.1-34.
60.Murgich J. Intermodular forces in aggregates of asphaltenes and resins // Petrol. Sci. and Tech nol. - 2002. - V.20, № 9-10. - P.983-997.
61.БиккуловА.З., Валитова О.IO. К механизму парафиноотложения // Материалы 2 -т Меж
дународного симпозиума Наука и технология углеводородных дисперсных систем, Уфа, 2-5 окт., 2000. - С.94-96.
62. |
Yang Li, Luo Ping-ya / / Xinan shiyou xueyuan xuebao. - № 6. - 2001. - V.23. - P.67-70. |
63. |
Амерханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовой жидкости при разра |
ботке нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело (Обзорная информация). - М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-56 с.
64. Аишян К.Д., РатовА.Н., ДитятьеваЛ.Н. Деасфальтизация и обессеривание нефтей в про цессе соосаждения смолисто-асфальтеновых веществ с парафинами // Российский химический журнал. —1995. - Т.34, № 5. - С. 101-103.
65. Хисамов Р.С., Файзуллин И.Н., Шарафутдинов В.Ф., Юсупова Т.Н., Ганеева Ю.М., Фосс Т.Р., Сараев Д.В., Романов Г.В. Динамика дисперсного строения нефтей на поздней ста дии разработки Ромашкинекого месторождения // Нефтяное хозяйство. — 2004. - № 7. - С.555-557.
66.Куликов Д.В., Кузеев И.Р. Фрактальное строение частиц дисперсной фазы в нефтяных системах // Материалы 2-го Международного симпозиума Наука и технология углеводородных дисперсных систем, Уфа, 2-5 окт., 2000. —С.14-15.
67.Мухаметзянов И.З., Кузеев И.Р., Воронов В.Г., Спивак С.И. Структурная организация не фтяных дисперсных систем //Доклады РАН. - 2002. - Т.387, N9 3. —С.353-356.
68.Мухаметзянов И.З. Моделирование образования структур в нефтяных системах // Баш кирский химический журнал. - 2003. —Т.10, № 1. —С.6-17.
69.Гшшятуллин В.М., Теляшев Э.Г., Урманчеев С.Ф. К вопросу о механизме изменений вязкости нефтяных дисперсных систем // Нефтепереработка и нефтехимия. —1997. —№ 8. —
С.18-20.
70.Ахметов И.М., Хавкин А.Я., Бученков Л.Н., Лопухов Г.П., Кузнецов А.М., Давыдов А.В. По вышение нефтеотдачи —новые возможности // Нефтяное хозяйство. —1997. —N91. —С.30-32.
71.Сорокин А.В., Сорокин ВД. Исследование процесса изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти при разработке месторождений Западной Сибири / / Тюмень: Вектор Бук, 2004. —240 с.
72.Фахретдинов Р.Н., Ляпина Н.К., Парфенова М.А., Старцева Р.Х., Давиденко Н.В., Гле бов ГА., Гагарина Л.Н. Состав алканов в остаточных нефтях / / Нефтехимия. —1990. —N° 5. —
Т.30. - С.585-592.
73.Навороцкий О.К., Улепова И.В., Тимофеев Г.И. Методы анализа органического вещества пород, нефти и газа//Труды ЗапСибНИГНИ. —1977. —Вып. 122. —С.100-101.
74.Сагаченко Т.А., Герасимова Н.Н., Коваленко Е.Ю., Созинова О.Г. Методика выделения остаточной нефти из кернов. —Томск: ЦНТИ, 1990. Информационный листок № 123-90. — 2 с.
75.Коваленко Е.Ю. Смолисто-асфальтсновые компоненты и азотистые соединения остаточ ных нефтей: канд. лис. —Томск, 1995. —135 с.
76.ПетроваЛ.М., Юсупова Т.Н., Семкин В.И., Романов Г.В. Экстракционное разделение оста точных нефтей и битумов в породе на компоненты //Тез. докл. Всесоюзной коиф. по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей, Казань, 1991. —С.153-154.
77.Мельницкая Т.Н. Динамика извлечения битумов из пород методом экстрагирования / /
Геохимический сборник. - М., Л.: Гостоптехиздат, 1957. - N9 4. - С.107-124.
78.Мельникова Ю.С., Юрчак В.П., Ефремова Л.Н. и др. Оценка начальной и остаточной нсфтенасыщенности пород-коллекгоров месторождения Узень по результатам исследования керна //Тюмень, Тр.КазНИПИнефти. —1981. —Вып. 8. —С.18-21.
79.Ковалев А.Г., Кузнецова А.М., Фролов А.И. Экспериментальные определения коэффици ента вытеснения нефти водой на образцах продуктивных отложений //Алма-Ата, Тр.КазНИПИ нефти. - 1980. —Вып. 7. —С.20-22.
80.Березин В.М., Гизатуллина В.В., Шутихин В.И., Ярыгина В.С. Остаточная нефтеиасы-
щениость песчаников продуктивных пластов девона / / Нефтяное хозяйство. - |
1982. - |
№ 6. - |
С.34-37. |
|
|
81. Косое А.С. Уточнение расчета среднего коэффициента вытеснения / |
Геология и раз |
|
работка нефтяных месторождений Западной Сибири / / Тюмень, Тр.СибНИИНП. - |
1975. - |
|
Вып. 3. - С.228-232 |
|
|
82. Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в завод ненных пластах// Нефтяное хозяйство. —1988. —N9 9. —С.31-37.