Основные типы нефтей остаточных запасов и успешность методов увеличения нефтеотдачи пластов тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

На правах рукописи

Г

Романов Алексей Геннадьевич

ОСНОВНЫЕ ТИПЫ НЕФТЕЙ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ

И УСПЕШНОСТЬ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения)

02 00 13 - Нефтехимия

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Казань - 2007

003071577

Работа выполнена в Институте органической и физической химии им А Ь Арбузова Казанского научного центра Российской академии наук

Научный руководитель

доктор химических наук, старший научный сотрудник Юсупова Татьяна Никопаевна

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор Хуснутдинов Исмагил Шакирович

доктор технических наук, профессор Петухов Александр Александрович

Ведущая организация

Альметьевский нефтяной институт

Защита состоится «24» мая 2007 г в «14 00» часов на заседании диссертационного совета Д 212 080 05 в Казанском государственном технологическом университете (420015 г Казань, ул К Маркса, 68, зал заседаний Ученого совета)

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Казанского государственного технологического университета

Автореферат разослан «19» апреля 2007 г

Электронная версия автореферата размещена на официальном сайте Казанского государственного технологического университета «17» апреля 2007 года Режим доступа http //www kstu ru/event jsp9id=3442

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат химических наук

М В Потапова

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Вопросы добычи нефти и ее последующей переработки непосредственно и тесно связаны друг с другом через химический состав нефти и ее физические свойства В динамике разработки нефтяного месторождения методами заводнени-ия состав нефти претерпевает изменения различного характера и глубины, которые могут существенным образом сказываться на процессе ее извлечения Концентрирование асфальтенов, смол и высокомолекулярных парафинов приводит к увеличению плотности и вязкости нефти, изменяет ее коллоидную структуру и реологические характеристики, а также усиливает процессы адсорбции на поверхности каналов фильтрации Результаты ранее проведенных исследований химического состава и свойств нефтей свидетельствуют о сложности происходящих в пласте процессов преобразования нефти Изменение свойств нефти в ходе эксплуатации месторождения следует принимать во внимание при выборе методов разработки остаточных запасов

Широкомасштабное внедрение новых технологий и методов, заметно повышающих эффективность обычного заводнения, позволяет уменьшить темп падения добычи нефти и увеличить объем извлекаемых запасов нефти Однако нефти остаточных запасов обладают сложной динамической структурой, состоящей из нескольких отдельных типов, которые имеют различные физические свойства и степень подвижности В связи с этим представляет большой научный и практический интерес анализ факторов, контролирующих применимость и эффективность технологий повышения нефтеотдачи в отдельно взятых геологических условиях При этом влияние на эффективность методов увеличения нефтеотдачи не меньшее, чем строение резервуара, оказывают физико-химические характеристики флюидов, насыщающих пласт, и механизм формирования состава и свойств остаточных нефтей

Разработка методического подхода, позволяющего дифференцировать остаточную извлекаемую нефть по типам и степени подвижности, представляет большой научный и практический интерес, а также позволяет более обоснованно подходить к выбору методов воздействия на техногенноизмененные пласты при разработке залежи Таким образом, проблема формирования остаточной нефтенасы-щенности, определения механизмов, влияющих на состав и свойства извлекаемых и остающихся в пласте нефтей и выбора ключевых характеристик флюидов является актуальной

Работа выполнена в соответствии с приоритетным научным направлением Института органической и физической химии им А Е Арбузова Казанского научного центра Российской академии наук по теме «Химия и геохимия нефтей и при-

родных битумов, выявление природных и техногенных процессов, связанных с формированием и преобразованием нефтяных месторождений» на 2003-2005 гг (№ roc per 01 20 0310099) и «Исследование изменения состава и свойств нефти в связи с ее преобразованием в природных и техногенных условиях и создание веществ, регулирующих образование, разрушение и осаждение нефтяных дисперсных систем» на 2006-2008 гг (№ roc per 0120 0604062) Работа поддержана грантом для государственной поддержки молодых ученых РТ №06-4/2006 (Г)

Цель работы

Идентификация физико-химических процессов, определяющих изменение состава и свойств нефтей остаточных запасов, а также анализ успешности методов увеличения нефтеотдачи пластов

Задачи исследований

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи

- создать базу экспериментальных данных по химическому составу и физико-химическим свойствам нефтей остаточных запасов терригенного девона Ро-машкинского месторождения,

- выделить основные типы остаточных извлекаемых нефтей по степени преобразованное™ химического состава, физико-химических свойств и подвижности,

- охарактеризовать основные процессы, ответственные за изменение состава и свойств остаточных нефтей (на примере нефтей, извлекаемых методами заводнения),

- провести анализ успешности третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на участках с нефтями различной степени преобразованности состава и свойств

В качестве объекта исследования выбрана длительно разрабатываемая центральная площадь Ромашкинского месторождения (Абдрахмановская площадь) В настоящее время в результате более чем пятидесятилетнего заводнения почти половина скважин имеют обводненность выше 95 0%, средний коэффициент нефте-извлечения составляет 0 53, а температура в пластах девонских отложений снизилась до 35-27 °С

Научная новизиа

Предложен методологический подход типизации нефтей остаточных запасов по химическому составу и физико-химическим свойствам, определяющим их подвижность в пласте, на основе сравнительного анализа с базовыми характеристиками наименее измененных нефтей для данной стадии разработки месторождения

На основе различий в направлении изменения характеристик химического состава и физико-химических свойств нефтей в динамике разработки, в том числе

и с применением третичных МУН, с учетом геолого-промысловой информации по работе скважин (суточная добыча, обводненность), выявлены основные процессы, ответственные за изменение состава и свойств извлекаемых нефтей

Охарактеризованы особенности состава и свойств нефтей добываемых из низкопроницаемых глиносодержащих пластов, а именно повышенное содержание легких углеводородов нормального и изопреноидного строения, смочисто-асфальтеновых компонентов с пониженной концентрацией серы При этом нефть характеризуется повышенными значениями плотности и вязкости

На основе обширного экспериментального материала изучения остаточных нефтей, отбираемых в динамике разработки, а также с привлечением геолого-промысловой информации по работе скважин, установлен динамический характер изменения их химического состава и физико-химических свойств вследствие постоянного массообмена между пластовой нефтью и адсорбированными на поверхности коллекторов компонентами в результате действия различных МУН Практическая ценность работы

Создана база экспериментальных данных, характеризующих химический состав и физико-химические свойства нефтей остаточных запасов отложений девона на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения, которая принята в ОАО «Татнефть» для практического использования при анализе разработки Абд-рахмановской площади (с уточнением проектных показателей) и при выборе мероприятий повышения эффективности нефтедобычи

Показано, что успешность третичных МУН (увеличение дебита скважин), направленных на повышение охвата пласта вытеснением (СНПХ-9633, КПС, ЩСПК+ГОК, Сульфацел+ГП и др ), определяется включением в разработку ранее недренируемого низкопроницаемого пласта с менее вязкой нефтью и идентифицируется по изменению состава нефти в направлении повышения содержания бензиновых фракций, легких углеводородов и понижения содержания смолисто-асфальтеновых веществ (CAB)

Установлено, что малая эффективность третичных методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) обусловлена низкой фазовой устойчивостью остаточных нефтей на обрабатываемом участке с высоким содержанием кристаллической фазы высокомолекулярных парафинов (особенно тугоплавких) и смотисто-асфальтеновых веществ (при соотношении смолы/асфальтены<5)

Рекомендуется диагностирование нефтей из скважин, реагирующих на обработку нагнетательной скважины, при выборе и планировании технологий повышения нефтеотдачи пласта для прогнозирования и предотвращения негативных процессов, связанных с низкой устойчивостью нефти к выпадению асфальто-смоло-парафиновых веществ

По химическому составу и физико-химическим свойствам нефтей методами математической статистики выделены три типа нефтей остаточных запасов слабо преобразованные маловязкие (до 10 мПас), преобразованные повышенной вязкости (до 25 мПа с) и сильно преобразованные высоковязкие (50-70 мПа с), - данные по которым необходимо использовать для более точного прогноза применения различных технологий ПНП и в постоянно действующих геолого-технологических моделях

С учетом выявленных особенностей кристаллизации высокомолекулярных парафиновых углеводородов, низкоплавких и тугоплавких ассоциированных со смолисто-асфальтеновыми компонентами, разработаны новые композиции для предотвращения отложений асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПО) Зарегистрированы две заявки и получены приоритетные справки № 2007102001 и № 2007102002

Апробация работы

Основные положения работы докладывались на счедующих конференциях научно-практическая конференция "Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений" VI Международной специализированной выставки "Нефть, газ-99" (г Казань, 1999 г), научно-практическая конференция «Новые идеи поиска, разведки й разработки нефтяных месторождений» VII Международной специализированной выставки "Нефть, газ-2000" (г Казань, 2000 г), итоговая научная конференция КазНЦ РАН (Казань, 2004 г , научно-техническая конференция, посвященная 50-летию ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», (Бугульма, 2006 г), II Международная научно-практическая конференция «Интенсификация добычи нефти», (Томск, 2006 г), 2-й Международный форум «Актуальные проблемы современной науки» (Самара. 2006 г )

Публикации

Основное содержание диссертационной работы изложено в 7 печатных работах

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, выводов, списка использованных источников, состоящего из 183 наименования, и приложения Объем работы составляет 187 страниц машинописного текста, в том числе содержит 57 рисунков и 15 таблиц

Автор выражает глубокую благодарность доктору технических наук Р Р Ибатуллину за ценные советы и консультации, высказанные при обсуждении данной работы

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность проблемы, цель и задачи исследования, а также сформулированы научная новизна и практическая ценность работы

В первой главе приведен обзор научной литературы, посвященной изучению изменения свойств нефти в процессе разработки и формирования остаточной нефтенасыщенности, а также краткие сведения о технологиях ПНП Отмечены работы, в которых обсуждается динамическая модель непрерывной изменчивости физико-химических свойств нефти в период разработки месторождений В заключении литературного обзора подчеркнуто, что остается открытым вопрос о приме-нии технологий ПНП для нефтей остаточных запасов различной степени преобразованное™ Использование в аналитических моделях средних параметров по залежи приводит к нестабильности прогнозов успешного применения МУН В связи с этим определена цель работы

Во второй главе описаны объекты исследования и методы их анализа При проведении экспериментальных исследований применялись современные лабораторные методы газо-жидкостная хроматография, ЯМР-, ЭПР-, ИК Фурье спектроскопия, термический анализ, калориметрия и другие При анализе и обобщении экспериментального материала использованы методы математической статистики Третья глава посвящена динамике изменения состава и свойств нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения Геохимические исследования нефтей основаны на неоднородности состава углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, которая является результатом изменения в типах материнских пород, зрелости материнских пород или вторичных изменений углеводородов после формирования залежи, таких как разложение под действием микроорганизмов, размывание водой и разделение на фракции при испарении В последнее десятилетие исследуются также изменения состава нефтей в процессе разработки Эти сведения необходимы для прогнозирования фазового состава углеводородных скоплений и могут быть использованы при совершенствовании систем разработки залежи В связи с этим представляет интерес исследование циклических углеводородов ряда терпанов и стеранов (так называемых «биомаркеров») методом хромато-масс-спектрометрии

По составу нормальных алканов и изопреноидов все исследуемые нефти относятся по классификации Ал А Петрова к химическому типу А1 На единый генетический источник данных нефтей, генерированных в отложениях, которые накопились в восстановительных геохимических условиях, указывают б низкие значения показателя пристан/фитан

Впервые изучено поведение стеранов и терпанов в составе остаточных извлекаемых нефтей в динамике разработки месторождения (рис 1)

Терппиг.1

Pcrv г ирные

Í. терпим

! 1ереГруППИроЬа1||[ые

Триииклнчсские С Пснтачкклнчеекис [гопаны) » .--i. : .

(кроме Си. От) ксйла|гта}1ы

Нефтяные: 17пН, 2¡pH. 22S-22R Мореганы: ПрН. 2! аН-22R

R = Н. СН,. С:М. SoH.MaH.17аН.J0R(Вин) íaH. |4иН. ПоН. 205 íuH, MflH. 17PH.20R h2I)S

r - н CHi, C-H.

IDoH. UpH. llciH. 20$ y 20R

Неолинтзн C29Ts

Дидголан (14-нирмсгкл. 15-четк -по пан) Рисунок 1 - Герпаны и стераны. идентифицированные и нефтях .1 других горючих ископаемых

Заметных изменений состава терпанов и стеранов нефтей, отобранных с 20-летним перерывом, не установлено (рис.2).

Для всех нефтей сохранен порядок относительных концентраций стеранов: С29>Сг7>С28, характерный для нефтей палеозойских отложений морского генезиса (рис. 3);

Резкие вариации в значениях отношения низкомолекулярных стеранов С21-22 (пре-гнанов) к высокомолекулярным стеранам С27-С^ могут быть обусловлены различиями в степени биодеградации и катагенной превращен ноет и нефтей.

С целью определения основных типов нефтей остаточных запасов терригенного девона Ромашкинского месторождения по степени преобразованное™ их состава и свойств создана база экспериментальных данных, включающая 27 характеристик химического состава и физико-химических свойств для 147 проб нефтей, отобранных на поздней стадии разработки Аб драхмано в с ко й площади Ромашкинского месторождения. Методом кластерного анализа все нефти разделены

Рисунок 2 - Геохимическая характеристика по стеранам и тер-панам нефтей терригенного девона Ромашкинского месторождения

% С27;С28:С29

С 27 С2Й С 29

Рисунок 3 - Геохимическая характеристика девонских нефтей Ромашкинского месторождения rio стеранам

на 3 группы в соответствии с физико-химическими свойствами, характеризующими подвижность нефтей (таблица)

Нефти I группы являются маловязкими, II группы -повышенной вязкости, а III группы - вязкими Следует отметить, что нефти, отобранные из одной скважины в динамике разработки, могут входить как в одну, так и в разные группы, в связи с флуктуациями состава и свойств нефти со временем Таким образом, на примере изучения промысловых проб нефтей, отобранных как при заводнении, так и при применении различных технологий повышения нефтеотдачи пластов, показан динамический характер изменения их состава и свойств Значения предельного напряжения сдвига ярко демонстрируют необходимость увеличения энергии для вытеснения нефтей II - III групп по сравнению с I

Понимание характера и механизмов преобразования состава нефти в резуть-тате длительной закачки воды с температурой ниже пластовой позволяет предсказывать возможные последствия проводимых на месторождении геолого-технических мероприятий и свести до минимума негативные побочные эффекты Однако вытеснение нефти с применением третичных методов повышения нефтеотдачи пласта носит более сложный и неоднозначный характер В связи с этим углубленное изучение состава и свойств подвижной части остаточных нефтей и определение основных процессов, ответственных за изменение химического состава и физико-химических свойств нефти, проведено на выборке проб нефти, отобранных из длительно заводняемых девонских пластов

На основе комплексного исследования физико-химических свойств, углеводородного, фракционного, структурно-группового и компонентного составов нефтей выделена группа наименее измененных для данной стадии разработки нефтей, называемых далее слабоизмененными Молекулярно-массовое распределение ал-кановых углеводородов (рис 4) характеризуется монотонным снижением относительного содержания нормальных алканов от С^ до Сц и высокими значениями коэффициентов В и D О высоком содержании в составе слабоизмененных нефтей легких и средних фракций и средней массовой доле периферийных заместителей в конденсированных ароматических структурах свидетельствуют значения показателей термического анализа F и Р (область I, рис 5)

Таблица - Интервалы значений плотности (р), кинематической вязкости (V) динамической вязкости неразрушенных (п,»*,) и разрушенных (лтт) структур предельного напряжения сдвига

Характеристика I группа II группа III rpvnna

Р20, КГ/м' 875 8- 879 7 882 7- 888 6 894 5 - 924 6

V20, ИМ'/С 1498- 17 57 19 01 -25 08 52 5 -103 12

Лтах» мПа С 11 88 - 22 06 19 51 -24,12 52,52 - 1 12 7

Timm, МПа С 6,96- 12 53 10 33- 17 06 48 46-68 29

То, мПа 9 28- 15 00 11 09-30 59 68 23 - 94 04

' -'С,, ' IпС ,

■ = !

= 2 5

! I I

12 11 14 15 16 17 18 19 21 23 25 27 29 31 33 14 15 16 17 18 19* 20 22 24 26 28 30 32 3* Число атомов чглерола

♦

ч — —

ч, ♦

р = -

Дгп

ч

Ат 4,0 70О с

р= Чо;. г

' ♦ \

I \

\♦/

Рисунок 4 - Молекулярно-массовое распределение Рисунок 5 - График идентификации нефтей по показателям алкановых углеводородов характерное для стабоиз- термического анализа мененных нефтей

С точки зрения дисперсного строения нефтяных систем углеводородная часть, включающая бензиновую и масляную фракции, определяет дисперсионную среду, а смолисто-асфальтеновые компоненты формируют дисперсную фазу График в координатах пчотности дис-

/

/

/ ш

/

/

/

♦/

/ V

I 1 ♦ I

4

персионной среды (масла/бензины) и устойчивости фазы асфальтенов (смолы/асфальтены) приведен на рисунке 6 Слабоизмененные нефти занимают правую нижнюю часть (область I рис 6), что свидетельствует о низкой плотности дисперсионной среды и высокой устойчивости фазы асфальтенов в них Плотность слабоизмененных нефтей изменяется в пределах 865 8-875 6 кг/м\ а кинематическая вязкость -12 34-19 53 мм2/с

Асфальтены нефтей исследованы методом ЭПР спектроскопии с целью оценки параметра нефтяной индивидуальности Ь=1§1к*/1§1уо * Очень близкие значения этого параметра (0 84-0 89) свидетельствуют о том, что все нефти, отнесенные нами к слабоизмененным, отобраны из одного пласта Д1

Средние значения параметров химического состава и физико-химических свойств для слабоизмененных нефтей приняты нами за базовые характеристики,

ситм/йсфл тьтены

Рисунок 6 - График распределения нефтей в координатах плотность дисперсионной среды (масла/бензины) - устойчивость фазы асфальтенов (смолы/асфальтены)

сравнение с которыми позволило охарактеризовать основные процессы, ответственные за изменение состава нефтей в динамике разработки Ромашкинского месторождения

Накопление смотсто-асфалыпеновых компонентов О повышении концентрации CAB в составе нефтей свидетельствует уменьшение значения показателя F, этому направлению соответствует область II на рисунке 5 Подтверждением концентрирования CAB в этих нефтях являются уменьшение содержания в структурно-групповом составе алифатических структур, некоторое увеличение содержания общей серы, уменьшение содержания бензиновой фракции и легких нормальных УВ В компонентном составе наблюдается увеличение содержания спирто-бензольных смол и асфальтенов (в 2 5 раза) Дисперсное строение этих нефтей значительно отличается от слабоизмененных уменьшением устойчивости фазы асфальтенов и некоторым увеличением плотности дисперсной среды (рис б) Плотность их возрастает до значений 880 5-895 2 кг/м3, а вязкость - до значений 21 13-24 13 мм2/с

Кристаллизация высокомолекулярных парафинов и концентрирование CAB Кристаллизация высокомолекулярных парафинов в нефтях совместно с концентрированием CAB - это результат высокой степени преобразования состава нефти, которое характеризуется самыми низкими значениями F и значительным увеличением массовой доли периферийных заместителей Высокопреобразованные нефти объеденены в области III на рисунке 5 В структурно-групповом составе наблюдается значительное уменьшение алифатичности с увеличением разветвленности (СН3/СН2), что обусловлено, вероятно, биохимическим окислением с предпочтительным уничтожением метиленовых цепочек Это подтверждается повышением коэффициента углеводородного состава Z,/L„ = 0,24, низким содержанием н-алканов С12-С15 и C^-Cig Дисперсное строение характеризуется самой высокой плотностью дисперсионной среды и низкой устойчивостью асфальтенов к выпадению (рис 6, область III) В пробе нефти с самым высоким содержанием масел и низким содержанием бензинов, а также в асфальтенах из нее, методом калориметрии установлено наличие кристаллической фазы парафинов с ТП1=48°С и Тпл=115-122°С, соответственно В связи с высокой преобразованностью состава плотность этих нефтей изменяется в пределах 896 2-0 926 4 кг/м3, а кинематическая вязкость равна 35 3-103 1 мм2/с

Выпадение смописто-асфальтеновых веществ На графике идентификации по показателям термического анализа F и Р эта группа нефтей характеризуется высокими значениями показателя фракционного состава и низкими значениями показателя Р По сравнению с группой слабоизмененных нефтей (область I рис 5) можно предположить, что нефти IV области обеднены ароматическими конденсированными структурами с высокой массовой долей периферийных заместителей

Вероятно, произошло выпадение с адсорбцией на породе коллектора смолисто-асфальтеновых веществ с повышенным содержанием окисленных структур, что и подтверждается данными ИК Фурье спектроскопии По всем остальным показателям эти нефти очень близки к слабоизмененным, поэтому на рисунке 6, характеризующем дисперсное строение, они полностью входят в интерват значений для слабоизмененных Подтверждением существования процесса выпадения CAB служит пример исследования нефти скважины № 13830 Проба этой нефти была исследована впервые в августе 2002 года и характеризовалась повышенными значениями плотности (910 кг/м3), вязкости (28 мм2/с), содержания CAB (25 2%) и асфальтенов (3 4%) Суточная добыча нефти на момент отбора пробы составляла около 3 т/сут при обводненности 80% В октябре 2003 года в скважине № 13830 было проведено сейсмоакустическое воздействие Проба нефти была отобрана в июле 2004 года при суточной добыче 3 т/сут В результате воздействия нефть стала значительно легче увеличилось содержание легких фракций, снизилось содержание CAB до 18 7%, а асфальтенов до 1 4%, нефть стала маловязкой Однако в конце 2004 года скважина была остановлена вследствие падения добычи Неуспешность применения сейсмоакустического воздействия обусловлена неучетом низкой устойчивости дисперсного строения нефти до обработки к выпадению CAB Эти компоненты закупорили каналы фильтрации нефти

Выпадение высокомолекулярных парафинов Этот процесс идентифицируется наилучшим образом по изменению параметров УВ состава (рис 7) Мо-лекулярно-массовое распределение алканов отличается самыми высокими значениями В и D Компонентный состав нефтей V области по сравнению со слабоизмененными нефтями отличается большей плотностью дисперсионной среды и меньшей стабильностью фазы асфальтенов (рис 6, область V)

Выпадение асфалыпо-смою-парафиновых веществ Состав этих нефтей характеризуется довольно высокими значениями показателя F (среднее 2 6) и высокими значениями показателя массовой доли периферийных заместителей Р (1 0) Структурно-групповой состав нефтей области практически не отличается от такового для слабоизмененных нефтей Самые низкие значения плотности (среднее 855 6 кг/м1) и

Т/С„ „ В=£ ""=226 1'Г,,,,,

D=|>C"'<'=3 8

Число атомов углерода

Рисунок 7 — Молекулярно-массовое распределение алкановых углеводородов характерное для нефтей после выпадения парафинов

вязкости (12 3 мм2/с) обусловлены высоким содержанием бензиновой фракции (30 9%), легких углеводородов (В=1 6, D=2 5) и пониженным содержанием смоли-сто-асфальтеновых веществ (САВ=21 0%) На графике расположения нефтей в координатах дисперсного строения (рис 6) значения группы VI практически перекрываются значениями группы I Такое направление изменения состава нефтей может быть обусловлено выпадением из высокопреобразованных нефтей асфаль-то-смото-парафиновых компонентов В отличие от нефтей после выпадения парафинов (область V, рис 5) в компонентном составе нефтей области VI в 1 5 раза меньше асфальтенов, соответственно области V и VI хорошо разделены по характеристикам дисперсного строения (рис 6)

Таким образом, на основе комплексного исследования химического состава и физико-химических свойств нефтей, добываемых с участков Ромашкинского месторождения, разрабатываемых методами заводнения, выделены следующие процессы, ответственные за изменение состава нефти

• концентрирование смолисто-асфальтеновых веществ (CAB),

• кристаллизация парафинов и концентрирование CAB,

• выпадение CAB,

• выпадение парафинов,

• выпадение асфальто-смоло-парафиновых веществ

Значительные запасы нефти содержатся также в низкопроницаемых глино-содержащих коллекторах терригенного девона В настоящее время практически отсутствуют эффективные технологии, обеспечивающие выработку этих запасов В качестве вытесняющего агента на участках слабопроницаемых коллекторов используется высокоминерализованная вода плотностью 1180 - 1200 кг/м3 с общей минерализацией 250 - 300 г/л из нижележащих горизонтов ДШ и Д1У Анализ состава нефти из низкопроницаемых глиносодержащих коллекторов позволит получить дополнительную информацию о формировании в них нефтенасышенности С этой целью выбраны скважины, эксплуатирующие глиносодержащие пласты, из которых отбирались пробы нефти Проведен анализ геолого-промысловой информации

Выявление особенностей состава нефти из глиносодержащих коллекторов можно показать на примере скв 9080 Анализ промысловой информации по скв 9080 за 2005 год (рис 8) показал, что суточная добыча нефти по месяцам изменялась от 1 до 7 1 т/сут, а обводненность - от 91 4 до 22 3% Пробы нефти для определения свойств и характеристик состава были отобраны в марте и в сентябре 2005 г В марте проба нефти отобрана при минимальной суточной добыче (1 т/сут), максимальной обводненности (95%) (рис 8) В сентябре наоборот зафиксированы максимальные значения суточной добычи нефти (7 1 т/сут), минимальная обводненность (27%) В сентябре, наоборот, зафиксированы максимальные значе-

ния суточной добычи нефти (7.1 т/сут), минимальной обводненности. Рассмотрим, как изменились характеристики физико-хим ячеек их свойств и состава нефти при увеличении добычи нефти (рис. 9):

8.0 7.0 6,0 о

-,4,0 S

OO.D 2.0 1.0 0.0

МО

.*« X

41! Z

Z

JO g Ki | Он

« aftjht

tS" I? $ & Л (ft ¿1 $ C?

^ ^ ^ /

Рисунок 8 - Промысловые данные для с кв. 9080

О март ■ ecxnfph

Е*

ё

у

Рисунок 9 - Сравнительный аналия параметров состава гтроб нефти скв. 9080

Состав извлекаемой нефти в н изко про ни наем ых глиносо держащих коллекторах характеризуется повышенным содержанием легких нормальных УВ и бензиновых фракций, а также при этом повышенной концентрацией CAB с меньшей долей серы.

В залежах с ухудшенными кол лекторскими свойствами и пониженной подвижностью нефти, т.е. в пластах с трудноизвлекаемыми запасами, остаточной нефти в количественном отношении значительно больше, чем в коллекторах с традиционной продуктивностью. Поэтому они должны рассматриваться как первоочередные объекты для МУН.

В связи с тем, что любое успешное мероприятие, направленное на увеличение коэффициента нефтеизвлечения, вовлекает в разработку неизвлекаемые ранее запасы нефти с неизмененными свойствами, можно предположить, что методологический прием сравнительного анализа характеристик исследуемой нефти с базовыми характеристиками слабоизмененных нефтей, а также в динамике эксплуатации, может быть применен для диагностики нефтей всех скважин данной площади.

Четвертая глава посвящена анализу успешности МУН на участках с неф-тями разной степени преобразованное™ состава. Актуальна проблема повышения рентабельности эксплуатации как объектов разработки в целом, так и отдельных скважин. Для ее решения предпринимаются активные действия по улучшению технологических параметров разработки путем проведения геол ого-технических мероприятий и применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи.

Следует также отметить, что применение третичных методов увеличения нефтеотдачи является более жестким воздействием по сравнению с заводнением и

инициирует протекание нескольких процессов, ответственных за изменение состава нефти. По изменению состава нефти после применения МУН и при сравнении со слабоизмененными нефтями можно не только уточнять механизм изменения дебита, но и объяснить причину неуспешности обработок.

Изменение состава нефти в результате применения гехнояогий, направленных на изменение направления фильтрационных потоков закачиваемой воды и выравнивания профиля приемистости, рассмотрено на примере закачки в нагнетательные скважины капеллированных полимерных систем (КПС), разработанных в ТатНИПИнефть на основе раствора полиакриламида низкой концентрации с добавками солей алюминия в сверхнизких количествах.

Сравнительный анализ параметров состава и свойств проб нефти из реагирующей скв. 3372, отобранных до и после закачки КПС в нагнетательную скв. 23536, а также с базовыми характеристиками слабо измененной нефти, приведен на рисунке 10, Высокая эффективность повышения нефтеизвлечения (дополнительная добыча за 6 месяцен более 860 т) обусловлена в данном случае подключением к разработке ранее недренируемой зоны пласта с более легкой нефтью.

Второй скважиной, реагирующей на обработку скв. 23536, является скв. 14290, для которой дополнительная добыча в 6 раз ниже при одинаковом исходном дебите но нефти. Сравнительный анализ состава нефти до обработки с базовыми характеристиками позволил выяшть причину невысокой эффективности КПС для скв. 14290 - частичное выпадение АСПО в норовом пространстве пласта до обработки. Методом калориметрии выявлено наличие в нефтях кристаллической фазы парафинов (рис. 11). Таким образом, экспериментально установлена причина низкой эффективности действия технологии - закупорка каналов фильтрации компонентами АСПО. Отсюда вытекает практически важное направление - диагностика нефти на стадии

Рисунок 10 - I У;)ч1.'л г..]»'..ыГ| анализ параметров ,7'Г:. проб нефти скв. 3372

-2 01 |

Рисунок 11 - ДСК кривая нагревания нефти

планирования различных технологических мероприятий с целью прогнозирования и предотвращения негативных процессов

Для извлечения нефти с повышенной и высокой вязкостью используются технологии комплексного воздействия, к которым относятся композиции поверхностно-активных веществ (ПАВ) на углеводородной основе - реагенты СНПХ-9633 При контакте (смешении) углеводородных композиций СНПХ-9633 с минерализованной водой, как в свободном объеме, так и в пористой среде, формируются гелеобразные высоковязкие эмульсионные системы с внешней углеводородной фазой Образующиеся эмульсии стабильны в течение длительного времени (нескольких лет), имеют хорошие реологические показатели (вязкости более 20000 мПа с при скорости сдвига 3 с"' и менее), устойчивы к размыванию водой и легко разрушаются под действием нефти Кроме того, поскольку разработанные углеводородные композиции ПАВ этого типа обладают гидрофобизующим действием, то они снижают проницаемость пористой среды по воде и несколько увеличивают проницаемость по нефти Вследствие того, что реагент СНПХ-9633 содержит до 90% растворителей, они обладают высокой растворяющей и диспергирующей способностью по отношению к асфальто-смоло-парафиновым отложениям и в результате улучшают состояние призабойной зоны пласта

Проведено изучение влияния закачки композиционной системы СНПХ-9633 на углеводородные составляющие флюидов нефтесодержащей пористой среды в лабораторных условиях На всех этапах моделирования остаточной нефтенасы-щенности и довытеснения остаточной нефти путем закачки композиции СНПХ-9633 проводились наблюдения за распределением по длине модели флюидов и их подвижностью методом импульсной ЯМР-спектроскопии

Пробы вытесненной нефти после воздействия композиционной системы СНПХ-9633 в лабораторных экспериментах по составу заметно отличаются от нефти, вытесненной водой При этом вытесняется остаточная нефть, содержащая почти в 1 5 раза больше легких и средних фракций (Р), что подтверждается и большим содержанием легких УВ (В и Э) Содержание в средней молекуле нефти окисленных структур (СО и БО) возросло Рассчитанная по данным термического анализа вязкость этой нефти меньше вязкости нефти, вытесняемой водой, более чем в 2 раза В углеводородном составе наблюдается увеличение легких нормальных и изопреноидных парафиновых углеводородов Следует отметить, что углеводороды композиционной системы по данным ГЖХ не содержат нормальных и изопреноидных алканов С12-С20 и не влияют на значения коэффициентов В и О Таким образом, действие композиционной системы СНПХ 9633 на остаточную нефть в модельных экспериментах проявляется в диспергировании части смоли-сто-асфальтеновых компонентов нефти Не исключено и разбавление остаточной нефти углеводородами композиционной системы

Известно, что невозможно точно смоделировать совокупность внутрипла-стовых физических, химических и микробиологических процессов в лабораторных условиях В частности несоизмеримы объемы закачиваемых реагентов и объемы пористых сред в модельных экспериментах и в реальных продуктивных пластах Поэтому для извлекаемых нефтей в промысловых условиях могут быть иные изменения в их составе и свойствах Исходя из этого, нами был выбран участок Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, в который входили 1 нагнетательная и 3 добывающие скважины, вскрывающие пласт Д1 (№№ 23508 и 3378, 3379, 9012 соответственно)

Оценка результатов воздействия реагента СНПХ-9633 проводилась нами на основе сравнения состава нефти как между составом нефтей из скважин обработанного участка, так и с установленным ранее средним составом слабоизмененных добываемых нефтей Абдрахмановской площади до применения техночогий ПНП

В составе нефтей скважин №№ 3378, 9012, характеризующихся до обработки повышенной вязкостью, установлено повышенное содержание легких алкано-вых углеводородов на фоне повышенного содержания смолисто-асфальтеновых веществ Это свидетельствует о некотором разбавлении остаточной нефти более легкой и менее измененной нефтью из неохваченных заводнением частей пласта, а также согласуется с изменением дебита жидкости в этих скважинах Эффект от воздействия по нефти составил соответственно 1184 и 414 т

Изменение характеристик состава и свойств нефти из скважины № 3379 свидетельствует о том, что дополнительная добыча нефти (755 т) обусловлена до-отмывом окисленной, с большим содержанием высокомолекулярных парафиновых углеводородов и асфальтенов остаточной нефти Известно, что давление вблизи фронта вода-нефть очень неустойчиво на поровом уровне даже в условиях однородного пласта Это является определяющим условием для мобилизации тяжелых нефтяных фракций при применении технологий ПНП

В диссертационной работе также исследовано изменение состава нефти в результате применения других технологий ПНП и установлены процессы, влияющие на успешность или неуспешность обработок

- увеличение охвата вытеснением, дренирование низкопроницаемого пропластка (ЩСПК+ГОК),

- повышение коэффициента вытеснения (Сульфацел+ГП),

- комплексный эффект растворение CAB и увеличение охвата вытеснением (РМД),

- гидрофобизация призабойной зоны (Гидрофобная эмульсия) (в изученной скважине обработка призабойной зоны пласта не дала эффекта из-за АСПО)

С учетом выявленных особенностей кристаллизации высокомолекулярных парафиновых низкоплавких и тугоплавких углеводородов разработаны компози-

ции на основе функциональнозамещенных аммониевых соединений для предотвращения выпадения асфальто-смоло-парафиновых веществ Две заявки на патенты РФ зарегистрированы в Федеральном институте промышленной собственности

Основные результаты и выводы

1 Создана база экспериментальных данных по химическому составу и физико-химическим свойствам 147 проб нефтей, отобранных из девонских пластов Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения в динамике разработки, которые разделены на три типа по подвижности маловязкие (до 10 мПа с), повышенной вязкости (до 25 мПа с) и высоковязкие (50-70 мПа с)

2 Показано сохранение в динамике разработки (20 лет) состава циклических углеводородов ряда терпанов и стеранов, используемых для классификации нефтей по генетическому признаку

3 Установлен динамический характер изменения состава и свойств нефтей вследствие постоянного массообмена между пластовой нефтью и адсорбированными на поверхности коллекторов компонентами нефтей в результате действия различных методов интенсификации нефтеизвлечения

4 Охарактеризованы основные процессы, ответственные за изменение состава и свойств нефтей остаточных запасов в динамике разработки методом заводнения

- довытеснение остаточной нефти,

- кристаллизация парафинов и концентрирование смолисто-асфальтеновых компонентов,

- выпадение в пласте или в призабойной зоне скважины асфальто-смоло-парафиновых веществ,

- ввод в разработку низкопроницаемого глиносодержащего пласта

5 Экспериментально установлено в нефтях, отобранных на стадии кристаллизации парафинов, и в асфальтеновой фракции наличие кристаллической фазы высокомолекулярных парафиновых углеводородов с температурами плавления соответственно 40-50°С и 115-130°С, что приводит к наибольшему увеличению вязкости нефти, характеризующей ее подвижность в пласте

6 Установлено, что успешность (дополнительная добыча) применения третичных методов увеличения нефтеотдачи, направленных на повышение охвата пласта вытеснением (КПС, ЩСПК+ГОК, Сульфацел+ГП и др ) и связанных с вовлечением в разработку ранее недренируемых низкопроницаемых пропла-стков, определяется по изменению состава нефти в направлении уменьшения вязкости, увеличения содержания бензиновой фракции, легких гомологов в углеводородном составе и уменьшением содержания смолисто-асфальтеновых веществ

7 Показано, что успешность закачки в нагнетательные скважины реагентов комплексного действия (СНПХ-9633, РМД) связана со степенью диспергирования и растворения смолисто-асфальтеновых компонентов и сопровождается интенсификацией довытеснения остаточной нефти, а также подключением к разработке низкопроницаемых пропластков с более легкой нефтью

8 Установлено, что низкая эффективность третичных методов повышения неф-теизвлечения связана с пониженной фазовой устойчивостью нефтей остаточных запасов, содержащих кристаллическую фазу высокомолекулярных парафинов (особенно тугоплавких) и смолисто-асфальтеновых веществ (при соотношении смолы/асфальтены меньше 5)

9 Разработаны новые композиции для предотвращения выпадения асфальто-смоло-парафиновых веществ с учетом выявленных особенностей кристаллизации высокомолекулярных парафиновых углеводородов низкоплавких и тугоплавких, ассоциированных со смолисто-асфальтеновыми компонентами Зарегистрированы две заявки на изобретение и получены приоритетные справки №2007102001 и № 2007102002 на составы для предотвращения асфальто-смоло-парафиновых отложений

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1 Романов А Г Влияние минерального состава на термические характеристики органического вещества пород нефтяных месторождений Татарстана / А Г Романов, Н С Шарипова, В М Смелков, Т Н Юсупова // В материалах науч -практ конф "Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений" VI Международной специализированной выставки "Нефть, газ-99", Казань, 1999 Т I -С 419-422

2 Булка Г Р Геохимические и радиоспектроскопические оценки подвижности нефтей терригенных коллекторов девона / Г Р Булка, Н С Шарипова, А Г Романов // В материалах науч -практ конф «Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений» VII Междунар специализированной выставки "Нефть, газ-2000", Казань - 2000 - Т I - С 424-434

3 Юсупова ТН Особенности формирования состава трудноизвлекаемых остаточных нефтей в продуктивных девонских пластах Ромашкинского месторождения / Т Н Юсупова, Ю М Танеева, Е Е Барская, Л М Петрова, Т Р Фосс, А Г Романов, РХМуслимов//Нефтехимия -2004 -Т 44,-№ 2,-С 103-109

4 Юсупова Т Н Геохимическое исследование нефтей на поздней стадии разработки месторождения /Т Н Юсупова, А Г Романов, Е Е Барская [и др ] //Нефтяное хозяйство -2006 №3 -С 38-41

5 Юсупова ТН Уточнение механизма действия реагента СНПХ-9633 при воздействии на пласт / Т Н Юсупова, А Г Романов, Е Е Барская [и др ] //Интервал -2006,-№ 03(86) С 7-13

6 Романов А Г Методы увеличения нефтеотдачи и их влияние на состав добываемой нефти /А Г Романов, Т Н Юсупова, Р Р Ибатуллин // В материалах 2-й Международной научно-практической конференции «Интенсификация добычи нефти», Томск, 2006 -С 216-220

7 Романов А Г Особенности химического состава, дисперсного строения и реологического поведения нефтей карбонатных отложений / А Г Романов, Е Е Барская, Т Н Юсупова, //В материалах II Междунар форума «Актуальные проблемы современной науки», Самара, 2006 -4 14-15 -С 42-44

Отпечатано в ООО «Печатный двор» г Казань, у т Журналистов, 1/16, оф 207

Те7 272-74-59, 541-76-41, 541-76-51 Лицензия ПД №7-0215 от 01 11 2001 г Выдана Поеочжским межрегиональны и территориальным управчениен МПТР РФ Подписано в печать 17 04 2007г Уел п ч 1,25 Заьаз МК-6363 Тираж 100 ли Формат 60x841/16 Бучага офсетная Печать -ризография

Список сокращений и условных обозначений

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 Литературный обзор

1.1 Причины изменчивости свойств нефти

1.1.1 Естественная изменчивость свойств нефти

1.1.2 Изменение состава и свойств нефтей в результате 19 техногенного воздействия на пласт

1.2 Формирование остаточной нефтенасыщенности 29 1.2.1. Исследование остаточных нефтей

1.2.2 Осаждение компонентов нефти на поверхности породы 31 пласта-коллектора

1.3 Технологии повышения нефтеотдачи

ГЛАВА 2 Экспериментальная часть

2.1 Объекты исследования

2.2 Методы исследования

ГЛАВА 3 Динамика изменения состава и свойств нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения

3.1 Изменение состава биомаркерных углеводородов в нефтях в 56 процессе разработки месторождений

3.2 Выделение основных типов нефтей остаточных запасов по 64 характеристикам физико-химических свойств и химического состава

3.3 Основные процессы, ответственные за изменение состава и 70 свойств нефти в длительно заводняемых пластах

3.3.1 Накопление смолисто-асфальтеновых веществ

3.3.2 Кристаллизация высокомолекулярных парафинов и 78 концентрирование смолисто-асфальтеновых веществ

3.3.3 Выпадение смолисто-асфальтеновых веществ

3.3.4 Выпадение высокомолекулярных парафинов

3.3.5 Выпадение асфальто-смоло-парафиновых веществ 87 3.4 Характеристика состава нефтей, добываемых из слабопроницаемых глиносодержащих коллекторов

ГЛАВА 4 Анализ успешности методов увеличения нефтеотдачи на 99 участках с нефтями разной степени преобразованное™ состава

4.1 Оценка результатов воздействия на пласт технологий ПНП, 101 увеличивающих охват пласта вытеснением, по изменению состава добываемой нефти

4.1.1 Технология капсулированных полимерных систем (КПС)

4.1.2 Технология «ЩСПК+ГОК»

4.1.3 Технология «Сульфацелл+ГП»

4.2 Оценка результатов воздействия на пласт реагентов 120 комплексного действия по изменению состава добываемой нефти

4.2.1 Реагент СНПХ

4.2.2 Реагент многофункционального действия (РМД)

4.2.3 Гидрофобная эмульсия

Нефть занимает исключительное положение в современной мировой экономике, - и этим определяется повышенное внимание к изучению ее состава, свойств и прочих вопросов," связанных как с добычей, так и переработкой.

Химия нефти как наука постоянно развивается. В начальный период исследования ученых были направлены на выделение индивидуальных соединений, находящихся в нефти, оценку товарных качеств и получение практически значимых нефтепродуктов. Параллельно с этим проводились исследования по совершенствованию геохимических методов поиска и разведки месторождений углеводородов, а также по созданию теории происхождения нефти. На современном этапе значительно возрос интерес к закономерностям формирования и разрушения надмолекулярных структур, влияющих на добычу и переработку нефти. По мере накопления знаний происходит постоянное изменение, уточнение и совершенствование самого понятия «нефть». Не углубляясь в вопросы терминологии, отметим, что в свете современных представлений нефть состоит из низко- и высокомолекулярных углеводородных и неуглеводородных компонентов и является дисперсной системой, характеризующейся сложной организацией, способной меняться под воздействием внешних и внутренних факторов. В зависимости от решаемых задач используются различные классификации: по генетическому типу, по химическому составу, по физическим свойствам, по содержанию серы, парафинов и пр. Так, например, при разработке нефтяных месторождений применяются термины: подвижная нефть, неподвижная нефть, остаточная нефть и т.д.

По официально принятой классификации весь объем углеводородного сырья, содержащийся в поровом пространстве пласта коллектора, относится к геологическим запасам» конкретной залежи. Объем углеводородного сырья, который можно добыть с использованием существующих технологий за экономически рентабельный промежуток времени относится к «извлекаемым запасам» данной залежи. При этом доля, которую составляют извлекаемые запасы от геологических запасов, называется коэффициентом извлечения нефти (КИН):

КИН = --3" где, Qrecu, - геологические запасы, QH3B - извлекаемые запасы

Q<*em

Остаточные извлекаемые запасы определяются при вычитании из величины извлекаемых запасов накопленной добычи нефти, т.е. фактически остаточные запасы - это еще недобытая извлекаемая нефть.

В настоящей работе проводится исследование химического состава и свойств нефтей «остаточных запасов», претерпевающих изменения в ходе разработки месторождения. Наиболее существенно эти изменения проявляются на длительно эксплуатируемых месторождениях. Выявление процессов и факторов, влияющих на состав и свойства оставшейся в пласте нефти, приобретает все большее значение при совершенствовании разработки. Работы, указывающие на важность таких знаний, выполняются в коллективах ИОФХ им. А.Е.Арбузова КНЦ РАН (г. Казань), ИХН СО РАН (г.Томск, Сагаченко Т.А.), РГУ им. И.М. Губкина (г. Москва, Михайлов Н.Н.), ВНИИнефть (г. Москва, Жданов С.А., Титов В.И.), ИОХ УНЦ РАН (г. Уфа, Ляпина Н.К.) и др. (ранее НПО Нефтеотдача, Уфа - Фахретдинов Р.Н.; ТатНИПИнефть, Бугульма -Ибатуллин P.P., Глумов И.Ф.).

В динамике разработки нефтяного месторождения состав извлекаемой нефти меняется как за счет исходной неоднородности минерального скелета пласта, так и в результате постепенного формирования остаточных запасов нефти. В начальный период добычи происходит выработка наиболее подвижных фракций нефти. По мере истощения запасов извлекается остаточная нефть, обогащенная тяжелыми фракциями. Любое мероприятие, связанное с изменением условий разработки залежи, приводит к изменению давления (особенно на границе раздела фаз), и вследствие этого слабо адсорбированный материал десорбируется со стенок порового пространства. Из-за выделения фазы кристаллизующихся высокомолекулярных парафинов и структурирования седиментационно неустойчивых ассоциатов смолисто-асфальтеновых компонентов может происходить изменение охвата пласта и вовлечение в процесс движения ранее неподвижной нефти или исключение в процессе движения нефти низкопроницаемого коллектора.

Широкомасштабное внедрение новых технологий и методов, заметно повышающих эффективность обычного заводнения, позволит уменьшить темп падения добычи нефти и увеличить извлекаемые запасы нефти. Поэтому с каждым годом возрастает интерес ученых и производственников к методам повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Также повышенное внимание уделяется анализу факторов, контролирующих применимость и эффективность технологий повышения нефтеотдачи в отдельно взятых геологических условиях. При этом не меньшее, чем строение резервуара, влияние на методы увеличения нефтеотдачи оказывают физико-химические характеристики флюидов, насыщающих пласт, а также история и механизм формирования состава и свойств остаточных нефтей.

Разработка методического подхода, позволяющего дифференцировать остаточную извлекаемую нефть по видам и степени подвижности, представляет большой научный и практический интерес, а также позволит более обоснованно подходить к выбору методов воздействия на техногенноизмененные пласты при доразработке залежи. Таким образом, проблема создания теоретической модели формирования остаточной нефтенасыщенности, определения механизмов, влияющих на состав и свойства извлекаемых и остающихся в пласте нефтей, выбора ключевых характеристик флюидов и коллектора, а также оценки успешности действия методов увеличения нефтеотдачи является актуальной.

Работа выполнена в соответствии с приоритетным научным направлением Института органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра Российской академии наук по теме «Химия и геохимия нефтей и природных битумов, выявление природных и техногенных процессов, связанных с формированием и преобразованием нефтяных месторождений» на 2003-2005 гг. (№ гос. per. 01.20.0310099) и «Исследование изменения состава и свойств нефти в связи с ее преобразованием в природных и техногенных условиях и создание веществ, регулирующих образование, разрушение и осаждение нефтяных дисперсных систем» на 2006-2008 гг. (№ гос. per. 0120.0604062). Работа поддержана грантом для государственной поддержки молодых ученых РТ №06-4/2006 (Г). Цель работы

Идентификация физико-химических процессов, определяющих изменение состава и свойств нефтей остаточных запасов, а также анализ успешности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Задачи исследований

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

- создать базу экспериментальных данных по химическому составу и физико-химическим свойствам нефтей остаточных запасов терригенного девона Ромашкинского месторождения;

- выделить основные типы остаточных извлекаемых нефтей по степени преобразованности химического состава, физико-химических свойств и подвижности;

- охарактеризовать основные процессы, ответственные за изменение состава и свойств остаточных нефтей (на примере нефтей, извлекаемых методами заводнения);

- провести анализ успешности третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на участках с нефтями различной степени преобразованности состава и свойств.

В качестве объекта исследования выбрана длительно разрабатываемая центральная площадь Ромашкинского месторождения (Абдрахмановская площадь). В настоящее время в результате более чем пятидесятилетнего заводнения почти половина скважин имеют обводненность выше 95.0%, средний коэффициент нефтеизвлечения составляет 0.53, а температура в пластах девонских отложений снизилась до 35-27 °С.

Научная новизна

Предложен методологический подход типизации нефтей остаточных запасов по химическому составу и физико-химическим свойствам, определяющим их подвижность в пласте, на основе сравнительного анализа с базовыми характеристиками наименее измененных нефтей для данной стадии разработки месторождения.

На основе различий в направлении изменения характеристик химического состава и физико-химических свойств нефтей в динамике разработки, в том числе и с применением третичных МУН, с учетом геолого-промысловой информации по работе скважин (суточная добыча, обводненность), выявлены основные процессы, ответственные за изменение состава и свойств извлекаемых нефтей.

Охарактеризованы особенности состава и свойств нефтей, добываемых из низкопроницаемых глиносодержащих пластов, а именно: повышенное содержание легких углеводородов нормального и изопреноидного строения, смолисто-асфальтеновых компонентов с пониженной концентрацией серы. При этом нефть характеризуется повышенными значениями плотности и вязкости.

На основе обширного экспериментального материала изучения остаточных нефтей, отбираемых в динамике разработки, а также с привлечением геолого-промысловой информации по работе скважин, установлен динамический характер изменения их химического состава и физико-химических свойств вследствие постоянного массообмена между пластовой нефтью и адсорбированными на поверхности коллекторов компонентами в результате действия различных МУН.

Практическая ценность работы

Создана база экспериментальных данных, характеризующих химический состав и физико-химические свойства нефтей остаточных запасов отложений девона на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения, которая принята в ОАО «Татнефть» для практического использования при анализе разработки Абдрахмановской площади (с уточнением проектных показателей) и при выборе мероприятий повышения эффективности нефтедобычи.

Показано, что успешность третичных МУН (увеличение дебита скважин), направленных на повышение охвата пласта вытеснением (СНПХ-9633, КПС, ЩСПК+ГОК, Сульфацел+ГП и др.), определяется включением в разработку ранее недренируемого низкопроницаемого пласта с менее вязкой нефтью и идентифицируется по изменению состава нефти в направлении повышения содержания бензиновых фракций, легких углеводородов и понижения содержания смолисто-асфальтеновых веществ (CAB).

Установлено, что малая эффективность третичных методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) обусловлена низкой фазовой устойчивостью остаточных нефтей на обрабатываемом участке с высоким содержанием кристаллической фазы высокомолекулярных парафинов (особенно тугоплавких) и смолисто-асфальтеновых веществ (при соотношении смолы/асфальтены<5).

Рекомендуется диагностирование нефтей из скважин, реагирующих на обработку нагнетательной скважины, при выборе и планировании технологий повышения нефтеотдачи пласта для прогнозирования и предотвращения негативных процессов, связанных с низкой устойчивостью нефти к выпадению асфальто-смоло-парафиновых веществ.

По химическому составу и физико-химическим свойствам нефтей методами математической статистики выделены три типа нефтей остаточных запасов: слабо преобразованные маловязкие (до 10 мПа-с), преобразованные повышенной вязкости (до 25 мПа-с) и сильно преобразованные высоковязкие (50-70 мПа-с), - данные по которым необходимо использовать для более точного прогноза применения различных технологий ПНП и в постоянно действующих геолого-технологических моделях.

С учетом выявленных особенностей кристаллизации высокомолекулярных парафиновых углеводородов, низкоплавких и тугоплавких, ассоциированных со смолисто-асфальтеновыми компонентами, разработаны новые композиции для предотвращения отложений асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПО). Зарегистрированы две заявки и получены приоритетные справки № 2007102001 и № 2007102002.

Апробация работы

Основные положения работы докладывались на следующих конференциях: научно-практическая конференция "Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений" VI Международной специализированной выставки "Нефть, газ-99" (г. Казань, 1999 г.); научно-практическая конференция «Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений» VII Международной специализированной выставки "Нефть, газ-2000" (г. Казань, 2000 г.); итоговая научная конференция КазНЦ РАН (Казань, 2004 г.; научно-техническая конференция, посвященная 50-летию ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», (Бугульма, 2006 г.); II Международная научно-практическая конференция «Интенсификация добычи нефти», (Томск, 2006 г.); 2-й Международный форум «Актуальные проблемы современной науки» (Самара, 2006 г.).

Публикации

Основное содержание диссертационной работы изложено в 7 печатных работах.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, выводов, списка использованных источников, состоящего из 183 наименования, и приложения. Объем работы составляет 187 страниц машинописного текста, в том числе содержит 57 рисунков и 15 таблиц.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ:

1. Создана база экспериментальных данных по химическому составу и физико-химическим свойствам 147 проб нефтей, отобранных из девонских пластов Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения в динамике разработки, которые разделены на три типа по подвижности: маловязкие (до 10 мПа-с), повышенной вязкости (до 25 мПа-с) и высоковязкие (50-70 мПа-с).

2. Показано сохранение в динамике разработки (20 лет) состава циклических углеводородов ряда терпанов и стеранов, используемых для классификации нефтей по генетическому признаку.

3. Установлен динамический характер изменения состава и свойств нефтей вследствие постоянного массообмена между пластовой нефтью и адсорбированными на поверхности коллекторов компонентами нефтей в результате действия различных методов интенсификации нефтеизвлечения.

4. Охарактеризованы основные процессы, ответственные за изменение состава и свойств нефтей остаточных запасов в динамике разработки методом заводнения:

- довытеснение остаточной нефти;

- кристаллизация парафинов и концентрирование смолисто-асфальтеновых компонентов;

- выпадение в пласте или в призабойной зоне скважины асфальто-смоло-парафиновых веществ;

- ввод в разработку низкопроницаемого глиносодержащего пласта.

5. Экспериментально установлено в нефтях, отобранных на стадии кристаллизации парафинов, и в асфальтеновой фракции наличие кристаллической фазы высокомолекулярных парафиновых углеводородов с температурами плавления соответственно 40-50°С и 115-130°С, что приводит к наибольшему увеличению вязкости нефти, характеризующей ее подвижность в пласте.

6. Установлено, что успешность (дополнительная добыча) применения третичных методов увеличения нефтеотдачи, направленных на повышение охвата пласта вытеснением (КПС, ЩСПК+ГОК, Сульфацел+ГП и др.) и связанных с вовлечением в разработку ранее недренируемых низкопроницаемых пропластков, определяется по изменению состава нефти в направлении уменьшения вязкости, увеличения содержания бензиновой фракции, легких гомологов в углеводородном составе и уменьшением содержания смолисто-асфальтеновых веществ.

7. Показано, что успешность закачки в нагнетательные скважины реагентов комплексного действия (СНПХ-9633, РМД) связана со степенью диспергирования и растворения смолисто-асфальтеновых компонентов и сопровождается интенсификацией довытеснения остаточной нефти, а также подключением к разработке низкопроницаемых пропластков с более легкой нефтью.

8. Установлено, что низкая эффективность третичных методов повышения нефтеизвлечения связана с пониженной фазовой устойчивостью нефтей остаточных запасов, содержащих кристаллическую фазу высокомолекулярных парафинов (особенно тугоплавких) и смолисто-асфальтеновых веществ (при соотношении смолы/асфальтены меньше 5).

9. Разработаны новые композиции для предотвращения выпадения асфальто-смоло-парафиновых веществ с учетом выявленных особенностей кристаллизации высокомолекулярных парафиновых углеводородов низкоплавких и тугоплавких, ассоциированных со смолисто-асфальтеновыми компонентами. Зарегистрированы две заявки на изобретение и получены приоритетные справки №2007102001 и № 2007102002 на составы для предотвращения асфальто-смоло-парафиновых отложений.

145

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, проведенное исследование, посвященное типам остаточных нефтей длительно заводняемых залежей, показало, что для полноценной типизации нефтей недостаточно использовать лишь такие физико-химический параметры как плотность, вязкость и пр. На основе данных лабораторных методов - газо-жидкостной хроматографии, ЯМР-, ЭПР-, ИК Фурье спектроскопии, термического анализа, калориметрии -выделены основные процессы, преобразующие нефть в ходе добычи и являющиеся следствием падения температуры и давления в пласте. При этом нефти, обладающие близкой вязкостью и плотностью, могут сильно отличаться степенью преобразованное™ состава, а, следовательно, по-разному реагировать на мероприятия, направленные на оптимизацию работы скважины.

Химический мониторинг» за процессом разработки залежи, подтвердил гипотезу о возможности контроля за успешностью применения МУН, и что «признаком нефти, добытой из неизвлекаемых запасов, может быть существенное изменение ее физико-химических свойств после применения какого-либо метода воздействия на пласт». Дальнейшее развитие данного направления контроля за эффективностью технологий ПНП может быть формализовано виде статистической модели, включающей в отличие от существующих, не только геологические и технологические факторы, но и параметры, характеризующие собственно объект воздействия - нефть. На основе данных мониторинга стало возможно обоснованно подходить к выбору методов воздействия на техногенноизмененные пласты при эксплуатации залежи.

Разработанный методологический подход к исследованию нефтей остаточных запасов и прогнозированию успешности технологий ПНП является развитием «резервуарной геохимии» и послужит новым инструментом для геолога и инженера-нефтяника.

1. Батуева И.Ю. Химия нефти / И.Ю. Батуева, А.А. Гайле, Ю.В. Поконова и др..-Л.: Химия, 1984.-360 с.

2. Рябов В.Д. Химия нефти и газа / В.Д. Рябов М.: Техника, 2004. -288 с.

3. Химическая энциклопедия: В 5 т.: т.З: Меди Полимерные / И.Л. Кнунянц и др. - М.: Большая Российская энцикл., 1992. - 693с.

4. Бордовская М.В. Основы геохимии, геохимические методы поисков, разведки и контроля за разработкой месторождений нефти и газа/ М.В. Бордовская, А.С. Гаджи-Касумов, А.А. Карцев М.: Недра, 1989. -245 с.

5. Донг Ч.Л., Углеводородный состав нефтей месторождений Вьетнама / Ч.Л. Донг, Н.Ч. Нгиа, Ю.В.Савиных // Химия нефти и газа: Материалы IV международной конференции. В 2-х т. -Томск: «STT», 2000. Т.1. - 608 с. С.135-137.

6. Глумов И.Ф., Исследование свойств нефтей месторождения Белый тигр по разрезу и простиранию с целью контроля за процессом нефтеизвлечения / И.Ф.Глумов, P.P. Ибатуллин, Г.В.Романов и др. //Нефтехимия. 1997. -Т. 37. -№ 2. -С.111-116.

7. Файзуллин М.Х. Повышение эффективности контроля дебитов совместно разрабатываемых нефтеносных пластов геохимическими методами. / М.Х.Файзуллин. Автореф. дисс. . канд.техн.наук. Уфимский нефтяной институт. 1988, -25 с.

8. Хайретдинов P.P. О роли геолого-геохимических исследований в системе информационного обеспечения горизонтального бурения./ P.P. Хайретдинов, В.А. Иванов, Н.П. Разина // Геофизик Татарии. №2, 2004., С. 18-20.

9. Hue A.-Y. Geochemistry in a Reservoir and Production Perspective / A.-Y. Hue, B. Carpentier, G. Guehenneux, C. Magnier // SPE 53146.

10. Smalley P.C. Early Identification of Reservoir Compartmentalization by Combining a Range of Conventional and Novel Data Types/ P.C. Smalley, N.A. Hale// SPE 30533.

11. Westrich J.T. Evaluating Reservoir Architecture in the Northern Gulf of Mexico Using Oil and Gas Chemistry / J.T- Westrich, P.O. Knigge, A.N. Fuex, and H.L Halpern//SPE 36541.

12. Munz I. A. Characterisation of Composition and PVT Properties of Petroleum Inclusions: Implications of Reservoir Filling and Compartmentalisation/ I.A. Munz, H. Johansen, I. Johansen // SPE 56519.

13. Edman J.D. Geochemistry in an Integrated Study of Reservoir Compartmentalization at Ewing Bank 873, Offshore Gulf of Mexico/ J.D. Edman, M.K. Burk, // SPE57470.

14. Fareed Iqbal Siddiqui. Defining Fluid Distribution and Fluid Contacts for Dynamically Charged Reservoirs/ Fareed Iqbal Siddiqui // SPE 56513.

15. Lloyd M. Wenger. Multiple Controls on Petroleum Biodegradation and Impact on Oil Quality, Lloyd M. Wenger, Cara L. Davis, and Gary H. Isaksen // SPE 80168.

16. Newberry M.E. Formation Damage Prevention Through the Control of Paraffin and Asphaltene Deposition / M.E. Newberry and K.M. Barker // SPE 13796.

17. Wang Biao. Paraffin Characteristics of Waxy Crude Oils in China and the Methods of Paraffin Removal and Inhibiton/ Wang Biao and Dong Lijian// SPE 29954.

18. Милешина А.Г. Изменение нефтей при фильтрации через породы / А.Г. Милешина, М.К. Калинко, Г.И. Сафонова. М.: Недра, 1983. - 171 с.

19. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа / А.А. Карцев М.:Недра, 1972.- 124 с

20. Гаджи-Касумов А.С. Газонефтепромысловая геохимия / А.С. Гаджи-Касумов, А.А. Карцев-М.: Недра, 1984. 150 с.

21. Кудинов В.И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов / В.И.Кудинов, Б.М. Сучков Самара: Кн. Изд-во, 1996. - 440 с

22. Эллерн С.С. Основные черты стратиграфии, корреляции и условия накопления девонских отложений Татарии / С.С. Эллерн, Е.Е. Иванов, С.И. Швецов // ДАН. 1960. №5. -С. 15-24.

23. Ященко Г. Анализ взаимосвязи физико-химических свойств нефтей с уровнем теплового потока (на примере Западной Сибири) / Г.Ященко, Ю.М. Полищук, Л.П. Рихванов // Геология нефти и газа. 2003.- №3.- С. 17-24.

24. Гордадзе Г.Н. Закономерности изменения углеводородного состава нефтей в зависимости от температуры их залегания / Г.Н. Гордадзе, И.А. Матвеева, В.Ф. Иванов // Геология нефти и газа. 2000.- №6.- С. 27-30.

25. Уолкот Дон. Разработка и управление месторождениями при заводнении./ Уолкот Дон. -М.: ЗАО «ЮКОС-ЭП». 2001. 143 с.

26. Хамидуллин Ф.Ф. Исследование изменения физико-химических свойств добываемых нефтей в процессе разработки Ромашкинского месторождения / Ф.Ф. Хамидуллин, Р.Н. Дияшев, И.И. Амирханов // Нефтяное хозяйство. -2000.-№7.- С. 31-33.

27. Мелик-Пашаев B.C. Геология, разведка и разработка нефтяных месторождений / B.C. Мелик-Пашаев,- М., Недра, 1979. 205 с.

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

29. Юсупова Т.Н. Фазовые взаимодействия в продуктивных пластах. / Т.Н. Юсупова, Г.В. Романов // Химия нефти и газа: Матер. IV междунар. конф. В 2-х т. Томск: «STT», 2000. - Т. 1 - С.42-45.

30. Сорокин А.В. Исследование изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти при разработке месторождений Западной Сибири / А.В. Сорокин, В.Д. Сорокин. Тюмень: Вектор Бук, 2004. - 240 с.

31. Требин Ф.А. Непроницаемость песчаных коллекторов / Ф.А.Требин. -М: Гостоптехиздат, 1945.-215 с.

32. Берлин А.В. Учет неньютоновских свойств нефти при гидродинамическом моделировании / А.В. Берлин, В.Г. Миронычев, В.Г. Васильев и др. // Нефтяное хозяйство. 2004.- №12.- С. 46-49.

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

34. Хавкин А.Я. Влияние асфальтенов на фильтрацию нефти в низкопроницаемых пористых средах / А.Я. Хавкин, В.И. Лесин, В.Е. Гальцев // Проблемы разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. М.: ВНИИнефть, 2000.- С. 74-82.

35. Муляк В.М. Использование массовых данных о плотностях нефтей при анализе и контроле разработки нефтяных залежей / В.М. Муляк, В.Д.Порошин, А.Э.Сенкевич // Нефтепромысловое дело. 2005.- №6. - С.20-24.

36. Бабалян Г.А. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов / Г.А. Бабалян и др.- М: Гостоптехиздат, 1962.-348с.

37. Данилов В.И. Проблемы освоения нефтяных месторождений с аномальными свойствами / В.И.Данилов и др. // Сб. науч. тр. Гипровостокнефти. Куйбышев, 1983. - 157 с.

38. Амерханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. / И.М. Амерханов// Обз. инф. сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 48 с.

39. Максименко А.Ф. Изменение свойств нефти при ударно-волновом воздействии / А.Ф. Максименко, Н.Ю. Елисеев, Ю.С. Шахиджанов, Д.Ю. Елисеев, А.А. Максименко // Нефтепромысловое дело.- 1999- №9. С.23-25.

40. Кирюхина Н.Н. Воздействие ядерных взрывов на изменение физико-химических свойств и состава нафтидов в недрах / Н.Н.Кирюхина, В.А. Чахмачев, Ю.С. Шахиджанов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 2004.- № 2-3. С.27-34.

41. Петрова JI.M. Изменение состава нефти в процессе добычи / JI.M. Петрова, Г.В. Романов, Т.Р. Фосс, Н.А. Аббакумова и др. // Нефтяное хозяйство.- 2004.- № 7. С. 62-64.

42. Газизов А.Ш. Исследование механизма воздействия физико-химических методов повышения нефтеотдачи на нефтеводонасыщеный коллектор / А.Ш. Газизов, Н.А. Лебедев, А.А. Газизов и др. // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.- 2000.- №11. С. 16-19.

43. Бенч А.Р. Промыслово-геохимические исследования эффективный метод контроля разработки нефтяных залежей / А.Р. Бенч, З.П. Склярова, П.И. Красиков // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1997.-№ 1. - С.32-35.

44. Хисамутдинов Н.И. О последствииях техногенного воздействия на пласт Н.И. Хисамутдинов, Р.Г. Сарваретдинов, Н.З. Ахметов и др. // Нефтепромысловое дело.- 2002.- №10. С. 23-28.

45. Хисамов P.C. Динамика дисперсного строения нефтей на поздней стадии разработки Ромашкиноского месторождения / Р.С. Хисамов, И.Н. Файзуллин, В.Ф. Шарафутдинов, Т.Н. Юсупова и др. // Нефтяное хозяйство.- 2004.- №7. С. 55-57.

46. Hwang R.J. Effect of C02 flood on geochemistry of McElroy oil / R.J. Hwang, J. Ortiz // Abstracts 18th Int. Meeting Org. Geochem. Maastricht the Netherlands, 22-26 September, 1997, p. 359-360.

47. Okwen R.T. Formation damaged by C02-induced asphaltene precipitation/ R.T.Okwen // SPE 98180.

48. Tuttle R. N. High-Pour-Point and Asphaltic Crude Oils and Condensate / Robert N. Tuttle //SPE 10004.

49. Казаков А.А. Новый аспект классификации методов воздействия на пласт / А.А. Казаков, М.В. Павлов, П.Н. Федоров, С.В. Родин // Нефтепромысловое дело.- 2003.- №6. С.27-31.

50. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие / Р.Х. Муслимов. Казань: КГУ, 2002. - 596 с.

51. Сургучев M.J1. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах / M.J1. Сургучев, Ю.В. Желтов, Э.М. Симкин. М.: Недра, 1984. - 234 с.

52. Курбский Г.П. О программе исследования остаточных нефтей / Г.П. Курбский и др. // Сб. изб. док. по мат. V Всесоюз. конф. «Исследование нефтей и нефтепродуктов», 1986, 15с.

53. Амирханов И.М. Влияние закачиваемой воды на параметры пластовой нефти / И.М. Амирханов, Г.А. Рейм, С.Т. Гребнева, М.Р. Катаева // Нефтепромысловое дело ВНИИОЭНГ. - 1976.- Вып. 6. - С. 16-18.

54. Романов Г.В. Исследование остаточных нефтей и вмещающих пород Татарии методом термического анализа / Г.В. Романов, В.И. Семкин, А.В Гарусов и др. // Химический состав нефтей и нефтепродуктов: тез. докл. Всес. конф. М.: Наука, 1984. - 98 с.

55. Курбский Г.П, О влиянии вторичных методов добычи нефти на ее состав / Г.П. Курбский, Г.В. Романов, В.В. Абушаева // Высокомолекулярные соединения нефти: тез. докл. Всес. совещ. Томск, 1985. - С. 193-194.

56. Сургучев M.JI. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах / M.J1. Сургучев, Э.М. Симкин // Нефтяное хозяйство.-1988.-№9.-С.31-36.

57. Ковалева О.В. Влияние различных факторов на изменение состава остаточной нефти / О.В. Ковалева // Науч.-техн. проблемы разработки и обустройства нефтяных месторождений: Сб. науч. тр./ Гипровостокнефть. -Куйбышев, 1990.-С. 103-114.

58. Козлов А.Г. Окисление нефтей в процессе фильтрации через пористую среду / А.Г. Козлов, О.В. Ковалева / Сб. науч. тр. ВНИИ, 1987.- Вып. 100. -С. 150-161.

59. Козлов А.Г. Окислительные процессы в нефтях различных месторождений / А.Г. Козлов, О.В. Ковалева // Сб. науч. тр. ВНИИ, 1988.-Вып.102. С.88-93.

60. Фахретдинов Р.Н. Остаточные нефти и способы их извлечения / Р.Н. Фахретдинов, Н.К. Ляпина, Р.Х. Старцева и др. // Нефтяное хозяйство.-1992.-№4.-С. 25-27.

61. Титов В.И. Особенности состава и свойств остаточных нефтей / В.И. Титов, С.А. Жданов // Нефтяное хозяйство.- 1989.- №4. С. 28-32.

62. Борсуцкий З.Р. Изучение остаточной нефти в поровом объеме коллекторов импульсным методом ядерного магнитного резонанса / З.Р. Борсуцкий, Б.И. Тульбович, А.А. Злобин // Нефтяное хозяйство.- 1991.- №11. -С. 23-27.

63. Баренблатт Г.И. Теория нестационарной фильтрации нефти и газа / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик М.: Недра, 1972. - 230 с.

64. Ревизский Ю.В. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физико-химических методов / Ю.В. Ревизский, В.П. Дыбленко. М.: Недра, 2002. - 318 с.

65. Хисамутдинов Н.И. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами / Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф.Тахаутдинов и др. М.: ВНИИОЭНГ,2001.- 181 с.

66. Туманян Б.П. Коллоидная химия нефти и нефтепродуктов / Б.П. Туманян, И.Г. Фукс. М.: Техника, 2001. - 96 с.

67. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти; Физико-химические основы технологии переработки нефти / Р.З. Сафиева.- М.: Химия, 1998. 421 с.

68. Сараев Д.В. Изучение нефтяных дисперсных систем (НДС) методами диэлектрической спектроскопии / Д.В. Сараев, Ю.А. Гусев, Т.Н. Юсупова и др. // Материалы V Международной конференции «Химия нефти и газа», Томск, 2003.-С. 58-61.

69. Волошин А.И. Диагностика отложений АСПО в околоскважинной зоне пласта / А.И. Волошин, В.В. Рагулин, И.М. Ганиев и др. // Интервал, 2001.-№10.-С. 5-11.

70. Huanquan Pan. Pressure and composition effect on wax precipitation: experiment data and model results./ Huanquan Pan, Abbas Firoozabbadi, Per Fotland// SPE 36740.

71. P. Matthew Spiecker. Aggregation and solubility behavior of asphaltenes and their subfractions / P. Matthew Spiecker, Keith L. Gawrys, and Peter K. Kilpatrick //Journal of Colloid and Interface Science 267 (2003) 178-193.

72. L. Minssieux. Permeability damage due to asphaltenes Deposit : Experimental and Modelling Aspects / L. Minssieux, L. Nabzar, G. Chauveteau, D. Longeron and R. Bensalem // Revue de l'lnstitut Fran^ais du Petrole, vol. 53, n° 3, pp. 313-327, 1998.

73. Chuparova E. Time dependent changes in waxes and asphaltenes during oil production./ E. Chuparova, R.P. Philp / 18th Int. Meeting Org. Geochem., Maastricht, The Netherlands.- 1997.- P.591-592.

74. Philp R.P. Characterization of high molecular weight hydrocarbons(>C4o) in oils and reservoir rocks / R.P. Philp, F. Bishop, J.-C. del Rio, J. Allen, // Geochemistry of Reservoirs, Geol. Soc.Spec. Publ. 86.- 1995. -P.71-85.

75. Халитов Г.Г. Ванадилпорфирины в асфальтенах остаточных и добываемых нефтей. / Г.Г. Халитов, JI.X. Утяшева, Н.К. Ляпина // Химиянефти и газа: МатерЛУ междунар. конф. В 2-х т. Томск: «STT», 2000. - Т. 1. -С. 163-165.

76. Anderson W. Wettability literature survey Part 1: Rock/oil/brine interactions and its effects of core handling on wettability / Anderson W // J. Petrol. Technol., 1986. - P. 1125-1144.

77. Mohanty K. Physics of oil entrapment in water-wet rock. / K. Mohanty, H. Davis, L. Scriven // Soc. Petrol. Eng. Res. Eng., 1987. P. 113-128.

78. Buckley J.S. Microscopic investigation of the onset of asphaltene precipitation. / J.S. Buckley//Fuel Sci. Technol. Int. 1996.- V.14. - P.55-74.

79. Jadhunandan P. Effect of wettability on waterflood recovery for crude-oil/brine/rock systems / Jadhunandan P., Morrow N. // Soc. Petrol. Eng. Res. Eng.-1995. P.40-46.

80. Leontarities K. The asphaltene and wax deposition envelopes / K. Leontarities // Fuel Sci. Technol. Int.- 1996.- V.14. P. 13-39.

81. Fling J.N. Simulation of Paraffin Deposition In Reservoirs / J.N.Fling, R.A.Wattenbarger // SPE 24069.

82. Chang C.-L. Asphaltene stabilization in alkyl solvents using oil-soluble amphiphiles. / C.-L. Chang, H.S. Fogler // Soc. Petrol. Eng.- 1993.- V.25185. -P.339-349.

83. Gabriel G An experimental investigation of fini migration in porous media. / G. Gabriel, G. Inamdar // Soc. Petrol. Eng.- 1983.- V. 12168. P. 1 -12.

84. Wu G. Model for precipitation and dissolution processes with precipitate migration. / G. Wu, M. Sharma//AIChE J.- 1989.-V. 35. P. 1385-1390.

85. Buckley J. Mechanisms of wetting alteration by crude oils / J. Buckley, Y. Liu, S. Monsterleet // Soc. Petrol. Eng.- 1997.- V.37230. P. 191-202.

86. Leontarities K. Asphaltene deposition: A survey of field experience and research approaches / K. Leontarities, G.A. Mansoori // Int. J. Petrol. Sci. Eng.-1989- V.l. P.229-239.

87. Buckley J.S. Microscopic investigation of the onset of asphaltene precipitation / Buckley J.S. // Fuel Sci. Technol. Int.- 1996.- V.14. P.55-74.

88. Turta A. Permeability impairment due to asphaltene during gas miscible flooding and its mitigation / A.Turta, J. Najman, F. Singhal et al. // Soc. Petrol. Eng.- 1997.- V.37287. P.703-706.

89. Ring J. Simulation of paraffin deposition in reservoirs / J. Ring, R. Wattenbarger// Soc. Petrol. Eng.- 1992.- V.24069. P.399-410.

90. Амелин И.Д. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии./ Амелин И.Д., Сургучев M.JL, Давыдов А.В. М.: Недра, 1994. - 308 с.

91. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности / Р.Х. Муслимов -Казань: Фэн, 2005.-688 с.

92. Муслимов Р.Х. Стратегия и тактика освоения нефтяных ресурсов на поздней стадии разведки и разработки / Р.Х. Муслимов // Георесурсы, № 3(4), 2000.-С. 2-10.

93. Боксерман А.А. Потенциал современных методов повышения нефтеотдачи пластов / А.А. Боксерман, И.Т. Мищенко // Технологии ТЭК, декабрь 2006. С. 19-23.

94. Боксерман А.А. Концепция государственного управления рациональным использованием запасов нефти. / А.А. Боксерман, В.К. Гомзиков, И.С. Джафаров, А.Я. Фурсов, Э.М. Халимов // Под общ.ред. А.А. Боксермана. -М.: ОАО «ВНИИнефть», 2005. -121 с.

95. Джафаров И.С. Ресурсная база и развитие нефтедобычи в России. / И.С. Джафаров, А.А. Боксерман, Г.В. Рожков СПб.: Недра, 2005. - 275 с.

96. Сургучев М. J1. Методы извлечения остаточной нефти / М. J1. Сургучев, А. Т. Горбунов, Д. П. Забродин и др..-М: Недра, 1991.- 347с.

97. Хисамов Р.С. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. / Р.С. Хисамов, А.А. Газизов, А.Ш. Газизов -М.: ВНИИОЭНГ, 2003. -568с.

98. Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. / В.Н. Манырин, И.А. Швецов. -Самара.: Самар. Дом печати, 2002. -392 с.

99. Лозин Е.В. Применение коллоидных реагентов в нефтедобыче./ Е.В. Лозин, В.Н. Хлебников Уфа.: Изд. БашНИПИнефть. - 2003. 236 с

100. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана. / Н.Г. Ибрагимов. М.: Недра-Бизнесцентр, 2005.-316 с.

101. Ibatullin R.R. Enhanced oil recovery during late stage oil field development. Theory. Methods. Practice. / Ibatullin R.R., Ibragimov N.G., Takhautdinov S.F., Khisamov R.S. Moscow: Techlnpit, LLC, 2005. - 280pp.

102. Khisamov R.S. High-Efficiency Technologies of Oil Fields Development. / Khisamov R.S. Moscow: Limited Liability Company Techlnput, 2005, 616 pp with illustrations.

103. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти. / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц -М.: Наука, 2000.-414 с.

104. Рарау Jozsef. Development of Petroleum Reservoirs Theory and Practice / Papay Jozsef Budapest, Akademiai Kiado, 940 pp.

105. Ишкаев P.K. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. / Р.К. Ишкаев 2-е изд., Уфа: Тау, 1999. - 304 с.

106. Желтов Ю.В. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. / Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов, Г.Е. Малофеев М.:Нефть и газ, 1997. - 256 с.

107. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. / Р.Г. Галлеев. М.: КУБК-а. 1997. - 352 с.

108. Толкунов В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. / В.И. Толкунов, А.З. Саушкин -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр. 2004. -711 с.

109. Андриасов Р.С. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общей ред. Ш.К.Гиматудинова / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. -М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. 455 с. '

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

111. Кудинов В.И. Методы повышения производительности скважин. В.И. Кудинов, Б.М. Сучков Самара: Кн. изд-во, 1996. - 414 с.

112. Сургучев М. J1. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. /М. J1. Сургучев М.: Недра, 1985. -308 с.

113. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Р.Д. Абдулмазитов, К.С. Баймухаметов, В.Д. Викторин и др. Изд-е в 2 т./ Под. ред. В.Е. Гавуры. -М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - т. 1. - 51 -67.

114. Современные методы исследования нефтей / Под ред. А.И. Богомолова и др. JL: «Недра».-1984.- 423 с.

115. ГОСТ 2177-99. Нефтепродукты. Определение фракционного состава.

116. ГОСТ 11858-66. Нефть. Удаление смолисто-асфальтеновых веществ.

117. ГОСТ 33-2000. Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

118. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

119. ГОСТ 50442-92. Нефть и нефтепродукты. Рентгено-флуоресцентный метод определения серы.

120. Юсупова Т.Н. Идентификация нефти по данным термического анализа / Т.Н.Юсупова, Л.М.Петрова, Ю.М.Ганеева и др. //Нефтехимия.-1999.-№4.-С.254-259.

121. Петрова Л.М. Оценка степени деградации остаточных нефтей / Л.М.Петрова, Г.В.Романов, Е.В.Лифанова // Нефтехимия. 1994. Т.34. №2. С.145-150.

122. Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород. / Под ред. Н.А. Еременко, С.П. Максимова. -М.: Наука, 1986- 134с.

123. Современные методы анализа в органической геохимии / Под ред. А.Э. Конторовича //Тр. Сиб. науч.-исслед. ин-та геологии, геофизики и минер, сырья, вып. 166. -Новосибирск, 1973.- 100с.

124. Юсупова Т.Н. Геохимическое исследование нефтей на поздней стадии разработки месторождения /Т.Н.Юсупова, А.Г.Романов, Е.Е.Барская, Р.Р.Ибатуллин, Г.Н.Гордадзе, И.Н.Файзуллин, Р.С.Хисамов //Нефтяное хозяйство. -2006. № 3. -С.38-41.

125. Кальвин М. Химическая эволюция: Пер. с англ. /М. Кальвин. М.: Мир, 1971.-240 с.

126. Органическая геохимия: Пер. с англ. /Под ред. Дж. Эглинтона, М.Т. Мэрфи. Л.: Нефра, 1974.- 488 с.

127. Петров А.А. Углеводороды нефтей /А.А. Петров. М.: Наука, 1984. -264 с.

128. Филиппи Дж.Т. О глубине, времени и механизме образования нефти /Дж.Т.Филиппи //Органическая геохимия. 1970. Вып. 2. -С. 58-93.

129. Арефьев О.А. Биомаркеры нефтей Волго-Уральской нефтегазовой провинции /О.А.Арефьев, М.Н.Забродина, Г.В. Русинова, А.А.Петров //Нефтехимия. 1994. №6. -С. 483-502.

130. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа /Дж.Хант. -М.: Мир, 1982. -704 с.

131. Баженова O.K. Генетические особенности нефтей верхнего протерозоя /О.К.Баженова, О.А.Арефьев, Б.А.Соколов //Докл. РАН. 1994. Т.337, №3. -С. 371-375.

132. Матвеева И.А. Геохимическое значение стеранов состава С21-С22 /И.А.Матвеева, А.А. Петров //Геохимия. 1997. №4. -С.456-461.

133. Курбский Г.П. Геохимия нефтей Татарии. / Г.П. Курбский. -М.:Наука, 1987 с Л 0-11.

134. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки много пластовых нефтяных месторождений. / Р.С. Хисамов. -Казань: Мониторинг, 1996. -286 с.

135. Подымов Е.Д. Совершенствование методики проектирования и анализа результатов применения технологий увеличения нефтеизвлечения /Е.Д. Подымов. Автореф. дисс. канд. техн. наук. Бугульма, 2004. -22 с.

136. Мелик-Пашаев B.C. Геохимические изменения в нефтяных залежах в процессе их разработки. / В.С.Мелик-Пашаев. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977. 44 с.

137. Юсупова Т.Н. Уточнение механизма действия реагента СНПХ-9633 при воздействии на пласт. / Т.Н.Юсупова, А.Г. Романов, Е.Е.Барская и др..//Интервал. -2006, -№ 03(86). С. 7-13.

138. Szpakiewicz М., Geologic Problems Related to Characterization of Clastic Reservoirs for EOR / M. Szpakiewicz, K. McGee, B. Sharma, //SPE 14888.

139. Исхаков И.А. Геологические основы эффективного выбора МУН, / И.А. Исхаков, И.Н. Лисовский, Е.В. Лозин, //Междунар. Технологический

140. Симпозиум «Новые Технологии Разработки Нефтегазовых Месторождений», 2004.-С. 23-25.

141. Ибатуллин P.P., Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика./ Р.Р.Ибатуллин, Н.Г.Ибрагимов, Ш.Ф.Тахаутдинов, Р.С.Хисамов. -М.: «Недра-Бизнесцентр», 2004. -292 с.

142. Газизов А.А., Повышение нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. / А.А.Газизов, А.Ш.Газизов //1-я междунар. конф. «Современные проблемы нефтеотдачи пластов «Нефтеотдача 2003» - М.-2003. Материалы на CD - 8с., тезисы докладов -С.110.

143. Пат.2136872 РФ. Способ разработки нефтяной залежи / Р.Х. Муслимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов, и др. 1999.

144. Муслимов Р.Х., Применение ЯМР в нефтяной геологии. / Р.Х. Муслимов, С.Н. Головко, Т.А. Захарченко, H.JI. Захарченко. Казань, 1998. -С. 104 с.

145. Леше А. Ядерная индукция / А.Леше. -М., ИЛ, 1963, .211с.

146. А.с. № 1339440. Способ определения вязкости. / С.Н.Головко, Т.А. Захарченко и др.. 1986 г.

147. Патент РФ 2110675 Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов./ЗАО "Химеко-Ганг". 1998.

148. Патент РФ 2074217. Способ получения ингибитора парафиновых отложений / Л.М.Оленев, Г.Н.Запеклая и др., 1993.

149. Charles J.G., Unique paraffin inhibition technique reduces well maintenance / J.G.Charles, R.P.Marcinew // J.Canadian Petroleum Technology. 1986. v.25, N 4, P.40-44.

150. Полищук Ю.М. Тяжелые нефти:- закономерности пространственного размещения / Ю.М.Полищук, И.Г.Ященко //Нефтяное хозяйство. -2007. №2. -С.42-46.