Влияние межфазных взаимодействий на состав и свойства нефтей продуктивных пластов тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

Основные сокращения

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Механизмы взаимодействия в системе "нефть-водапорода"(обзор литературы)

1.1. Эволюционные процессы самоорганизации залежей 11 углеводородов

1.2. Механизмы образования природных битумов

1.3. Структура высоковязких нефтей и битумов

1.4. Динамика дисперсного состояния нефтяных систем в 25 процессах формирования и эксплуатации залежей

1.5. Высококарбонизованные битумы в продуктивных пластах

1.6. Преобразования в составе пород-коллекторов в результате 36 действия природных факторов

1.7. Изменения состава и структуры минеральной матрицы 46 пород-коллекторов в процессе разработки нефтяных месторождений

1.8. Поверхностные свойства пород-коллекторов и 57 распределение флюидов в поровом пространстве

В настоящее время в Татарстане экстенсивный путь увеличения нефтяных ресурсов практически исчерпал себя. Разработка нефтяных залежей находится на поздней стадии, когда более 90% активных запасов отработано, а доля трудноизвлекаемых пропорционально увеличивается. В этой связи возникает необходимость интенсификации добычи высоковязких нефтей и нефтей из неоднородных глиносодержащих коллекторов. Необходимо развитие научно-обоснованного подхода к выбору технологии разработки, среди которых преимущество завоевывают физико-химические методы воздействия на пласт.

Надежное прогнозирование процессов перемещения нефтяных и водных флюидов в пласте к скважинам может быть осуществлено лишь в результате совместного анализа химического состава поверхности пород-коллекторов и состава и свойств насыщающих их нефтей. В залежах с трудноизвлекаемыми нефтями чрезвычайно сложен механизм вытеснения, так как действуют и взаимодействуют многие факторы, определяющие процесс разработки залежи. Нефть, газ, вода заключены в пустотном пространстве горных пород и образуют сложную многофазную систему, состояшую из минерального твердого тела и насыщающих флюидов различного состава.

Одной из причин снижения добычи нефти в высокопроницаемых коллекторах являются твердые битумы, проявления которых обнаружены в пластах-коллекторах отложений девона и карбона. Твердые битумы, заполняющие норовое пространство, понижают пористость и проницаемость, ограничивая тем самым фильтрацию нефти. Изучение особенностей залегания битуминозных пород, позволяет установить причины преобразования извлекаемых запасов нефти в практически неизвлекаемые. Многообразие условий и процессов преобразования исходных нефтей обеспечивает большое разнообразие их видов. В свете современных представлений об эволюции залежей углеводородов необходимо, наряду с изучением процессов преобразования органической составляющей, исследовать и процессы преобразования наиболее активных минеральных составляющих, к которым в первую очередь, относятся железосодержащие компоненты, чутко реагирующие на изменения окружающей среды.

Одна из основных физико-химических особенностей нефтяных залежей - это неоднородность поверхностных свойств породы. Возникновение новых термодинамических условий в пластах за длительные периоды геологического времени сопровождается изменением сорбционных свойств пород и флюидов, межфазного натяжения, характера смачиваемости. Нефти различного состава, проходя через пористые и трещиноватые среды, по-разному воздействуют на внутреннюю поверхность пор.

Таким образом, эффективное извлечение трудноизвлекаемых запасов нефти невозможно без глубокого понимания процессов, связанных с удерживанием нефти в породе в ходе разработки залежей, в том числе и тепловыми методами воздействия на пласт, что и определяет актуальность исследований настоящей работы.

Работа выполнена в соответствии с планом научно-исследовательских работ Института органической и физической химии им. А.Е.Арбузова Казанского научного центра РАН по проблеме 2.9.1. "Химический состав нефтей"- программа "Нефтехимия" по темам: "Изучение химического состава нефтей и битумов Волго-Уральского региона и разработка методов для интенсификации нефтедобычи и рационального использования нефтепродуктов" (№ ГР 01.83.0 003797 от 19.02.86) и "Изучение трудноизвлекаемых нефтей, битумов Татарии и изыскание химических средств для интенсификации нефтедобычи" (№ ГР 01.86.0 074148 от 15.04.91), а также Федеральной программы геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы РФ.

Цель работы:

Выявление закономерностей преобразования состава нефти в результате межфазных взаимодействий в системе "нефть-вода-порода" при разработке месторождений, в том числе и тепловыми методами воздействия на пласт, создание базы данных для разработки модели формирования остаточного нефтенасыщения в неоднородных терригенных пластах.

Для достижения этих целей было необходимо:

- разработать и совершенствовать методики для характеристики состава нефти, в том числе и в пористой среде пород-коллекторов без предварительного выделения методом экстракции;

- изучить закономерности преобразования состава нефти до состояния высоковязких нефтей и битумов в продуктивных нефтяных пластах; установить влияние минерального состава пород-коллекторов на формирование состава межфазного слоя нефти и закономерности ее распределения в поровом пространстве;

- изучить адсорбцию модельных нефтяных компонентов на поверхности пород-коллекторов;

- оценить вклад основных факторов, влияюш;их на формирование состава остаточных нефтей в неоднородных терригенных коллекторах;

- изучить влияние теплового воздействия на состояние минеральной матрицы и состав извлекаемых продуктов.

Для решения поставленных задач были использованы физико-химические методы исследования: термический анализ (ТА), газо-жидкостная хроматография (ГЖХ), спектроскопические методы (ИК-, ИК-фурье, ЭПР, ЯГР), парофазная хроматография, элементный анализ, микрокалориметрия и др. Для обработки информации использовались методы статистического анализа: кластерный, корреляционно-регрессионный, факторный.

Научная новизна

Получен ряд важных результатов, развивающих теоретические аспекты формирования химического состава нефти в многофазной системе "нефть-вода-порода". Выявлены основные физико-химические, геологические и техногенные факторы, определяющие формирование состава нефти и показана необходимость их учета при выборе и создании новых эффективных технологий разработки нефтяных месторождений.

Впервые на основе различий в направлениях изменения взаимосвязей параметров состава нефти по разрезу продуктивного пласта, геологических условий залегания и присутствия продуктов необратимых физико-химических процессов образование карбено-карбоидных соединений и пирита) предложены модели формирования состава нефти на отдельных участках месторождений Татарстана, включающие процессы окисления (химическое или биохимическое, "природное или техногенное"), осаждение асфальтенов или концентрация смолисто-асфальтеновых компонентов либо при многостадийном заполнении залежи нефтью, либо при изменении термобарических условий.

Впервые определены термодинамические параметры сорбции модельных нефтяных полярных и углеводородных соединений на поверхности наиболее характерных пород-коллекторов неоднородных девонских пластов Ромашкинского месторождения и установлены новые закономерности их изменения в зависимости от минерального состава, присутствия в системе воды и наличия пленки остаточной нефти. Впервые установлен факт резкого увеличения адсорбционного сродства пород-коллекторов, содержащих каолинит, к углеводородам в присутствии воды.

Разработан новый способ исследования комплекса карбонатная порода -органическое вещество при термическом воздействии в широком интервале изменения температур и давления в потоке парогазовых смесей без механического повреждения образца.

Разработаны и реализованы новые методы идентификации органического вещества нефте- и битумсодержащих пород и нефтей, отдельных компонентов (масел, смол и асфальтенов) по данным термического анализа, которые вошли составной частью в комплекс методик, рекомендуемых Миннефтепромом РФ для оценки характера распределения состава и свойств остаточной нефти в заводненных пластах и используются в лабораторных исследованиях на кафедре геологии нефти и газа КГУ и РНТЦ ВНИИнефть (г. Бугульма).

Практическая значимость результатов работы.

Выявленные в результате исследований зависимости и установленные закономерности процессов, происходящих на границе раздела в системе "нефть-вода-порода" в условиях модельных экспериментов и для реальных пластовых систем используются при создании научно-обоснованных рекомендаций для контроля за ходом освоения месторождений и новых высокоэффективных технологий интенсификации нефтедобычи в ТатНИПИнефть (г. Бугульма).

Создана база экспериментальных данных по составу и свойствам межфазного слоя нефти, минеральному составу породы, характеристикам структуры порового пространства, фильтрационно-емкостным свойствам коллекторов, особенностям распределения остаточной нефти по разрезу неоднородного продуктивного пласта Д1 разных площадей Ромашкинского месторождения. Полученная база данных принята для практического использования НТЦ "Геоформ РТ" и НПО ГУН "Геоцентр РТ".

Установлена одна и причин низкой эффективности извлечения нефти в начале освоения Зычебашского, Бухарского и Бахчисарайского месторождений Северного склона юте. Она заключается в образовании битумов по механизму выпадения асфальтенов в зоне природного водонефтяного контакта.

На участках Западно-Лениногорской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения по разрезу пласта Д1 выявлены зоны битумопроявлений, образованных в результате длительной закачки в пласт пресной речной воды и сточной воды, загрязненной нефтепродуктами.

Экспериментально идентифицированы в нефтесодержащих породах два типа нерастворимого в традиционно применяемых растворителях органического вещества (НОВ), определяющих соответственно два механизма гидрофобизации пород-коллекторов. По своей природе НОВ может быть либо продуктом преобразования нефтяных асфальтенов либо находиться в составе органоминеральных комплексов, образованных в результате химической адсорбции нефтяных компонентов на поверхности глинистых минералов.

Разработано новое устройство для экстрагирования нефте- и битумсодержащих пород, которое снабжено автообогревом для повышения эффективности и производительности экстрагирования, особенно в случае извлечения высоковязких нефтей.

Автор благодарна за помощь в проведении экспериментальных исследований сотрудникам лаборатории химии нефти ИОФХ КНЦ РАН д.х.н. Петровой Л.М., д.х.н. Каюковой Г.П., к.х.н. Фахретдинову П.С., к.х.н. Фосс Т.Р., к.х.н. Танеевой Ю.М.,

10 к.х.н. Романовой У.Г., а также д.х.н. Овчинникову В.В., к.х.н. Горбачуку В.В., к.т.н. Глумову И.Ф., к.т.н. Блинову С.А., к.ф.-м.н. Манапову P.A., к.г.-м.н. Мухаметшину Р.З., Морозову В.И.

Автор выражает искреннюю признательность научному консультанту д.х.н., профессору Романову Г.В. за всестороннюю поддержку и внимание к работе.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. На основе комплексного исследования закономерностей преобразования органической и минеральной составляющих продуктивных нефтяных пластов получены новые данные, развивающие представления о строении неоднородных нефтяных пластов и механизмах формирования в них состава нефти, а также остаточной нефтенасыщенности и изменениях поверхностных свойств пород-коллекторов. Результаты исследований обосновывают научные положения о фазовом поведении системы "нефть-вода-порода", которые являются основой для разработки новых физико-химических методов воздействия на пласт.

2. Разработаны новые подходы и методики идентификации органического вещества нефте- и битумсодержащих пород, а также нефтей, природных битумов, дериватов и их компонентов по данным термического анализа, позволяющие определять содержание в породе органического вещества растворимого и нерастворимого в традиционно применяемых растворителях органического вещества, оценивать его фракционный состав без каких либо дополнительных воздействий (температура, растворение); характеризовать фракционный состав нефти, связанный обратной корреляционной зависимостью с плотностью, а так же массовую долю периферийных заместителей в конденсированных ароматических структурах.

3. Впервые установлены различия в направлениях изменения взаимосвязей параметров, характеризующих углеводородный, структурно-групповой, фракционный и компонентный составы битумопроявлений в продуктивных нефтяных пластах на основе обработки экспериментальных данных методом главных компонент. С учетом условий геологического залегания и формы нахождения продуктов необратимых физико-химических процессов (образование карбено-карбоидных соединений, пирита и др.) в каждом конкретном случае предложены модели формирования состава нефти, включающие процессы окисления (химическое и биохимическое, "природное и техногенное"), осаждения асфальтенов или концентрирования смолисто-асфальтеновых комнонентов при многостадийном заполнении ловушки или изменении термобарических условий.

4. Выявлены и оценены вклады влияния основных факторов, определяющих формирование состава межфазного слоя нефти в неоднородных терригенных пластах: фактора изменения минерального состава породы и фактора окисления нефти закачиваемой водой по разрезу продуктивного пласта. Показана многовариантность взаимосвязей параметров данных основных факторов для разных участков месторождений, что необходимо учитывать при выборе технологий разработки каждого месторождения.

5. Установлены новые закономерности процесса адсорбции модельных нефтяных полярных соединений и углеводородов на поверхности пород-коллекторов:

- в присутствии воды и при сохранении пленки адсорбированной нефти поверхность глиносодержащих пород сохраняет повышенную адсорбционную активность к полярным соединениям;

- компоненты нефти, адсорбированные на глиносодержащей породе, характеризуются повышенной концентрацией активных кислотных центров по сравнению с компонентами, адсорбированными на песчанике;

- для образцов, содержащих каолинит, впервые установлен факт резкого увеличения адсорбционной активности к углеводородам в присутствии воды;

- по отношению к углеводородам адсорбционная активность породы зависит в первую очередь от содержания в ней карбено-карбоидных соединений, в присутствии воды эта зависимость сглаживается, а для образцов нефтесодержащих пород не зависит от состава породы и имеет сравнимые значения.

6. Установлено преобразование состава асфальтенов на границе раздела нефть - пластовая вода - порода. В асфальтенах в результате окислительных процессов повышается доля сульфоксидных и карбонильных групп, а также алифатических групп за счет новообразования их из смол. Адсорбционно-каталитическое действие глинистых минералов в течение геологического времени приводит к резкому снижению в структурно-групповом составе асфальтенов сульфоксидных групп и комплексов ванадила, повышается степень их структурирования.

7. На основании информации о постоянстве так называемого "параметра нефтяной индивидуальности" (отношение интенсивностей сигналов свободных радикалов углерода и комплексов ванадила по спектрам ЭПР нефтей) и выявленной зависимости данного параметра от концентрации смолисто-асфальтеновых компонентов для битумопроявлений на примере ряда месторождений РТ в качестве основной причины их образования установлено осаждение асфальтенов при подтоке более легкой глубинной нефти или концентрирование смолисто-асфальтеновых компонентов и комплексов ванадила при подтоке ванадиеносной нефти. Показано, что увеличение концентрации асфальтенов в данных битумах сопровождается увеличением содержания легких углеводородов.

8. Установлено различие в химической адсорбции нефтяных компонентов на поверхности глиносодержащей породы в условиях лабораторных опытов и в продуктивных пластах. Показано, что химическая адсорбция нефтяных компонентов происходит преимущественно на поверхности глинистых минералов и только в нрисутствии воды, что свидетельствует о взаимодействиях по ионному механизму. В реальных породах-коллекторах только часть глинистых минералов химически связана с нефтяными компонентами вследствие низкой проницаемости порового пространства. Образующиеся органоминеральные комплексы являются индикаторами фильтрации нефти в глиносодержащих породах неоднородных продуктивных пластов.

9. Установлено, что низкая эффективность извлечения нефти, в том числе в начале освоения месторождения, может быть обусловлена образованием битумов по механизму выпадения асфальтенов в зоне природного водонефтяного контакта в результате накопления продуктов окислительной дезинтеграции (показано на примере новых месторождений Северного склона Южно-Татарского свода: Зычебашское, Бухарское, Бахчисарайское).

В результате длительной закачки пресной речной воды и сточной воды, загрязненной нефтепродуктами в продуктивных пластах могут образовываться зоны битумопроявлений техногенного происхождения, что показано на примере Западно-Лениногорской и Алькеевской площадей Ромапакинского месторождения.

285

10. Показано, что повышенное извлечение высоковязкой нефти при закачке в пласт парогазовых смесей (300-400°С) обусловлено в большей степени десорбционными проявлениями без термоокислительной деструкции.

Разработан новый способ исследования карбонатных пород при тепловом воздействии (A.c. 1708024). Установлено, что использование водяного пара при тепловом воздействии на карбонатные породы и регулирование термобарических условий дает дополнительные возможности порового и газлифтного вытеснения нефти углекислым газом, продуцируемым породой в результате инициирования диссоциации карбонатов водяным паром и улучшения фильтрационно-емкостных свойств карбонатной породы.

11. На основе полученных результатов разработаны новые способы регулирования реологических свойств нефтей и воздействия на нефтяные пласты, а также создана база экспериментальных данных для модели формирования остаточного нефтенасышения в неоднородных нефтяных пластах, которая принята для практического использования НТЦ " Геоформ РТ " и ГУН НПО "Геоцентр РТ".

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПО СОСТОЯНИЮ ПРОБЛЕМЫ

Из вышеизложенного следует, что проблемы извлечения нефти из недр во многом определяются межфазовыми взаимодействиями в системе «нефть -пластовая (или закачиваемая) вода - порода». Генетическое единство органической и минеральной составляющих залежи углеводородов, как самоорганизующейся системы, обуславливает изменение состава и свойств обеих составляющих в течение геологического времени при изменении термобарических условий под действием различных типов геофизических полей, а также в результате геофизико-химических и геохимико-физических реакций. Анализ имеющейся информации свидетельствует о том, что продукты необратимых химических процессов (твердые битумы, новообразованные минералы) являются свидетельством определенного «критического» состояния залежи углеводородов, резко влияющего на характер нефтедобычи.

Проблема понимания всего цикла взаимодействий в продуктивных пластах может быть решена только на основе одновременного изучения процессов преобразования и органической, и минеральной составляющих залежи углеводородов. В такой же постановке встречаются только единичные работы, а для месторождений Татарстана подобных работ к настоящему времени не проводилось.

Для дальнейшего углубления понимания сущности процессов на границах раздела в системе «нефть - вода - порода» необходимо провести комплекс исследований, объектами которых были бы и модельные системы с использованием несложных смесей минералов в качестве модели породы и индивидуальных соединений, моделирующих нефтяные поверхностно-активные вещества и воду различного состава, а также и реальные нефте- и битумсодержащие породы. Необходимо вести поиск продуктов-индикаторов основных процессов преобразования и нефти, и минеральной матрицы. В этих работах следует максимально использовать возможности современных физико-химических методов исследования, совершенствуя методики обработки полученных экспериментальных данных.

Высказанные соображения были учтены при постановке и выполнении данной работы.

ГЛАВА 2. ТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ В ХИМИИ И ГЕОХИМИИ НЕФТИ

Метод сложного термического анализа на дериватографе представляет собой комплексное термоаналитическое исследование вещества. Под действием тепла в анализируемом веществе протекают различные химические реакции и физические превращения, которые сопровождаются большим или меньшим изменением внутреннего теплосодержания системы (энтальпии). При превращениях происходит либо поглощение тепла (эндотермические реакции), либо выделение тепла (экзотермические реакции) [230]. Эти теплоэффекты с достаточной степенью точности могут быть обнаружены методом дифференциально-термического анализа (ДТА). Большинство превращений сопровождается и изменением массы тела, которое может быть с высокой точностью определено методом термогравиметрии (ТГ). Дифференциальная термогравиметрия (ДТГ) позволяет более четко определить на кривой ДТГ следующие вплотную друг за другом или перекрывающиеся процессы при нагревании.

Большим преимуществом метода термического анализа, по сравнению со многими другими физико-химическими методами, является возможность исследования и диагностики не только концентрированного, но и рассеянного (тонкодисперсного) органического вещества (ОВ) при низком содержании его в породе (до 0,025%).

В связи с этим представляет интерес изучение нефтесодержащих пород разновозрастных отложений с целью изучения влияния на распределение вмещаемого органического вещества и изменение его состава таких факторов, как различные условия заводнения, зоны водонефтяного контакта (ВПК), глубина залегания и различный минеральный состав пород-коллекторов и т.д. В литературе применение методов термического анализа для исследования нефтесодержащих пород освещено сравнительно мало [231-235].

Метод термического анализа находит все новые области применения при исследовании нефтей, нефтепродуктов и битуминозных образований: для определения характеристик и идентификации нефтей, масел, высокомолекулярной части нефти. На современном этапе многие нефтяные месторождения, в том числе уникальное Ромашкинское, вступили в завершающую стадию разработки. Нефть, остающаяся в пластах к окончанию разработки залежи, является важным резервом увеличения добычи, поскольку количество остаточной нефти может составлять более половины первоначальных балансовых запасов. При разработке залежи в результате взаимодействия закачиваемых и пластовых вод с природной нефтью и пластом-коллектором происходят многочисленные изменения природных свойств нефти и пласта: адсорбция углеводородов на внутрипоровой поверхности, формирование пленок окисленной нефти, выпадение твердых парафинов в результате поступления в пласт холодной воды, деасфальтизация при разбавлении более легкой нефтью или газообразными продуктами. В связи с этим представляет интерес сопоставительное изучение состава извлекаемых нефтей на разных стадиях разработки и нефтей, остающихся в пласте. Сложность состава нефти и изменчивость ее физических и химических характеристик (даже в пределах одного месторождения) затрудняет определение этих характеристик и создание методик идентификации нефтей. Среди инструментальных методов физико-химического анализа, обеспечивающих современный уровень постановки системного исследования сложных природных оганических веществ достойное место занимают и методы термического анализа [236-238].

2.1. Особенности распределения и состава органического вещества в нефте-и битумсодержащих породах разновозрастных отложений

Методом термического анализа исследовались образцы терригенных нефтесодержащих пород верхнего и среднего девона, тульского, бобриковского и турнейского горизонтов карбона, битумсодержащих пород пермских отложений месторождений РТ, битумсодержащих пород месторождений Казахстана, Вьетнама и Канады.

Анализ проводился на дериватографе Q-1500D фирмы MOM в интервале температур 20-1000°С при скорости нагрева печи 10°С/мин. Атмосфера в печи воздушная стационарная. В качестве инертного вещества использовали окись алюминия. Навеска породы составляла 500-600 мг, а в случае исследования нефтей -50 мг.

На рис.2.1 приведены кривые термического анализа образца нефтесодержащей породы. Небольшой эндотермический эффект с минимумом при 100-110°С свидетельствует о присутствии адсорбированной воды, потери массы в области 70-130°С (ДтО соответствуют содержанию воды.

Термоокислительная деструкция органического вещества в породе начинается в области температур 130-200°С и заканчивается при 600-700°С [239,240]. Потери массы в области температур 130-700°С соответствуют содержанию в породе ОВ. По кривым ДТА и ДТГ можно четко выделить две основные стадии термоокислительной деструкции ОВ, соответствующие испарению и термическому окислению легких и средних фракций ОВ (130-400°С) и термоокислительной деструкции тяжелых фракций ОВ (400-700°С) [230-232]. Отношение потерь массы на первой стадии деструкции ОВ (Ami) к потерям массы на второй стадии (Ашз) характеризует фракционный состав ОВ и назван нами показателем фракционного состава ОВ (F).

Следует отметить, что в образцах породы с примесями глинистых и карбонатных минералов в области температур 500-700°С на процесс термоокислительной деструкции тяжелых фракций ОВ накладывается процесс выделения конституционной воды из глин и диссоциация карбонатов, соответственно [241]. Поэтому для более точной интерпретации данных термического анализа необходимо исследование образца породы после экстракции из него ОВ органическими растворителями.

Данные термического анализа образцов нефтесодержащих пород приведены в таблице 2.1. Приведенные в таблице данные свидетельствуют об изменении значений содержания ОВ в породе и показателя F по разрезу продуктивного пласта, что было показано нами в работах [242,243].

С целью выявления взаимосвязи нефтенасыщенности образцов породы и химического состава вмещаемого ОВ построен график (рис.2.2) в координатах показателей ТА. Можно отметить, что образцы из отложений девона можно подразделить на три отдельные группы. К первой группе относятся образцы.

Рис.2.1. Кривые термического анализа образца нефтесодержащей породы Зеленогорской площади (образец №6 в таблице 2.1).

1. Пригожий И, Стингере И. Порядок из хаоса: Новый диалог человека с нриродой.-М.:Прогресс, 1986.

2. Афанасьев Ю.В., Цивинская Л.В. Залежь углеводородов как самоорганизующаяся система // Геология нефти и газа.-1999.-№5-6.-С.28-33.

3. Тараненко Е.И., Безбородов P.C., Хакимов М.Ю. Тепловой эффект формирования залежей нефти и газа // Гелогия нефти и газа.-2000.-№2.-С.56-58.

4. Скибицкая Н.А, Яковлева СП., Григорьев Г.А. и др. Новые представления о породообразующем карбонатном веществе залежей углеводородов // Геология нефти и газа.-1997.-№12.-С.13-19.

5. Скибицкая H.A., Яковлева О.П., Доманова Е.Г. и др. Эволюционные процессы самоорганизации и фазовых преобразований породообразующего минерально-органического вещества залежей углеводородов // Газовая промыпхленность.-1997.-№7.-С.24-29.

6. Дмитриевский А.Н., Кузнецов О.Л. // Фундаментальные проблемы нефтегазовой геологии и геофизики. Материалы Всероссийской конф. "Фундаментальные проблемы нефти и газа".-М.: ИРЦ Газпром, 1996.-Т.1.-С.21-33.

7. Гольдберг И.С. Природные битумы СССР (Закономерности формирования и размещения).-Л.: 1981.-195с.

8. Клубов Б.А. Принципиальная модель образования твердых битумов // Конденсированное некристаллическое состояние вещества земной коры. СПб.: Наука, 1995.-С.85-90.

9. Курбский Т.П. Каюкова Т.П., Ефремов Ю.Я. Углеводородный состав средних фракций нефтей пермских отложений // Нефтехимия.-1980.-№1.-С.20.

10. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. Пер. с англ. / Под ред. П.Б. Вассоевича и А.Я. Архипова. -М.: Мир, 1982.-703с.

11. Курбский Г.П. К геохимии природных битумов Татарии // Всесоюз. конф. по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей. Казань.-1991.-С.182-188.

12. Тиссо В., Вельте Д. Образование и распространение нефти./ Под ред. П.Б. Вассоевича и Р.Б. Сейфуль-Мулюкова (Пер. с англ.) -М.: Мир, 1981.-501с.

13. Морозов Л.И. Изменение условий миграции и сохранности углеводородов в зонах развития инфильтрационных вод. В кн. Миграция углеводородов и условия формирования коллекторов нефти. М. 1982. С.42-50.

14. Андреев П.Ф., Иванцова В.В. Роль серы в процессах преобразования нефти в природе // Геохимический сборник-1957.-Вып. 105.-№4.-С.66-77.

15. Добрянский А.Ф., Андреев П.Ф., Богомолов А.И. Некоторые закономерности в составе нефтей//Геохимический сборник. 1958.-Вып. 123.-№5.-С. 12-29.

16. Андреев П.Ф. Роль кислорода в процессах преобразования нефти в природе // Геохимический сборник.-1960.-№6.-Вып. 155.-С. 126-151.

17. Сергиенко СР., Таимова Б. А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти. Смолы и асфальтены. М.: Наука, 1979.-269с.

18. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии переработки нефти. М.:Химия, 1998.-448с.

19. Поконова Ю.В., Спейт Дж.Г. Использование нефтяных остатков. Спб.: ИК СИНТЕЗ, 1992.-292С.

20. Еремина Е.И. Влияние метасоматоза на структурирование органического вещества / Тез. докладов XIV Губкинских чтений "Развитие идей И.М.Губкина в теории и практике нефтегазового дела".-Москва:1996.-С.42.

21. Камьянов В.Ф., Горбунова Л.В., Шаботкин И.Г. Основные закономерности в составе и строении высокомолекулярных компонентов тяжелых нефтей и природных битумов // Нефтехимия.-1996.-Т.36.-№°Г-С.З-9.

22. Камьянов В.Ф., Огородников В.Д., Мир-Бабаев М.Ф. и др. Асфальтены Джафарлинской нефти // Нефтехимия.-1990.-Т.30.-№°Г-С.З-8.

23. Камьянов В.Ф., Браун А.Е., Горбунова Л.В., Шаботкин И.Г. Природные битумы Мортука // Нефтехимия. -1995.-Т. 3 5.-№5.-С. 397-409.

24. Гольдберг И. С. Условия образования асфальтитов в нефтяных и газоконденсатных залежах. // Геология нефти и газа.-1975.-№5.-С.47-5Ь

25. Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Поволжья. -М.: "Недра", 1965.-170с.

26. Вассерман Б.Я. О формировании залежей нефти и газа в девонских отложениях Юго-Восточного Притиманья. // Геология нефти и газа Северо-Востока Европейской части СССР. М., 1964.-С.ЗЗ-54.

27. Гольдберг И.С. Твердые битумы в нефтяных залежах Прибалтики как показатель стадийности миграции нефти. // ДАН.-1973.-Т.209.-№2.-С.462-465.

28. Мотовилов П.И. Условия формирования и сохранность нефтяных и газовых залежей (на примере многопластовых месторождений Юга Тимано-Печорской провинции). / Автореф.канд. дисс- Л.: ВНИГРИ, 1972.-20с.

29. Успенский В.А., Радченко О.А., Глебовская Е.А. и др. Основные пути преобразования битумов в природе и вопросы их классификации. // Труды ВНИГРИ.-Л., 1961- ВЫП.185.-С.314.

30. Rogers М.А., McAlary J.D., Bailey N.J.L. Significance of reservoir bitumens to thermal-maturation studies, Western Canada Basin. // AAPG Bull.-1974.-58(9).-P. 18061824.

31. Carbognani L., Espidel Y. А comparison study of SARA fraction from conventional and heavy crude oils in relation to their deposition tendency in production pipelines //

32. Proceed. 6 UNITAR Intern. Conf. on Heavy Crude and Tar Sands.-Houston, Texas.-Febr. 12-17, 1995.-P. 551-560.

33. Newberry, M. E. and Barker, K.M. Formation damage prevention through the control of paraffin and asphaltene deposition // SPE 13796, SPE 1985 Production Operations Symposium, March 10-12.

34. Химия нефти / Батуева И.Ю., Гайле A. A., Поконова Ю.В. и др. Л.: Химия 1984.360 с.

35. Park S.J. and Mansoori G.A. Aggregation and deposition of heavy organics in petroleum crudes//Ener. Sources 10(1988)109-125.

36. Andersen S.I. Hysteresis in precipitation and dissolution of petroleum asphaltenes // Fuel Sei. Tech. Intel. 10(1992)1743-1749.

37. Посадов И.А., Розенталь Д.А., Абрамович Г.В. // ЖНХ.-1986.-Т.59.-Ч.-С.921-923

38. Филлимонова Т.А., Кряжев Ю.Г., Камьянов В.Ф. Состав и строение высокомолекулярных компонентов нефтей // Нефтехимия.-1979.-Т.Х1Х.-№5.-С.696-713.

39. Rogacheva O.V., Rimaev R.N., Gubai dullin V.Z. et al. Investigation of the surface activity of the asphaltenes of petroleum residues // Koloidnii jumal 42(180)586-589.

40. Min Y. Lin and E.B.Sirota, Hu Gang. A study of heavy oil asphaltene by neutron scattering // Proceedings 7 Unitar Intern. Conference on Heavy Crude and Tar Sands.-Beijing, China.-1998.-V. 1 .-P. 161 -166.

41. Thomas F.B., Bennien D.B., Bennien D.W. Experimental and theoretical studies of solids precipitation from reservoir fluid // J. Canadian Petroleum Technology.- 1992.-V.31.-H.-P. 22-31.

42. Zhou X., Thomas F.B., Moore R.G. Modelling of solid precipitation from reservoir fluid. // J. Canadian Petroleum Teehnology.-1996.-V.35.-40.-P.37-45.

43. Jamaluddin A.K.M., Nazarko T.W., Sills S., Fuhr B.J. Asphaltene-compatible fluid design for workover operations // Proceed. 6* UNITAR Intern. Conf. on Heavy Crude and Tar Sands. -Houston, USA.- Febr. 25-27.-1995.-V. 2.-P.579-586.

44. Clarke P.F., Pruden B.B. Heat transfer analysis for detection of asphaltene precipitation and resuspension // 47* Annual Technical Meeting of the Petroleum Society in Calgary, Alberta, Canada.- June 10-12, 1996.-paper 96-112.

45. Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы в процессах добычи, транспорта и переработки нефти. // Российский химический журнал.-1995.-Т.39.-№5.-С.47-52.

46. Ратов А.Н. Физико-химическая природа структурообразования в высоковязких нефтях и природных битумах и их реологические различия // Нефтехимия.-1996.-Т.36.-№3.-С.195-208.

47. Labout J.W.A. Constitution of asphaltic bitumen in "The properties of asphaltic bitumen", J.P.Pfeiffer ad., Elsevier, New York, 13-48, 1950.

48. Traxler R.N. Asphalt: Its composiüon, properties and uses, Reinhold, New York, 1961.

49. Сюняев З.И. Физико-химическая механика нефтей и основы интенсификации процессов их переработки: Методическое пособие. М.: МИНХ и ГП, 1979.-94с.

50. Lin, J-R and Yen, Т.Р. // Energy and Fuels 7, 111(1993).

51. Унтер Ф.Г., Андреева Л.Н. Фундаментальные аспекты химии нефти. Природа смол и асфальтенов. Ин-т ХН СО РАН.-Новосибирск: Наука. Сибир. издат-ая фирма РАН, 1995.-192с.

52. Камьянов В.Ф., Бодрая Н.В., Сивирилов П.П. и др. Рентгено-дифракционный анализ смолисто-асфальтеновых компонентов западносибирской нефти // Нефтехимия.-1989.-Т.29.-№ 1 .-С.З.

53. Galtsev V. E., Ametov I.M., Grinberg O.Ya. Endor studies of asphaltene association in oil // Ext. abstr. XXYIIth Congr. AMPERE: Magnetic resonance and related phenomena. 1994.-Vol. 1.-P.432.

54. Galtsev V.E., Ametov I.M., Grinberg O.Ya. // Fuel.-1995.-Vol.74.-'5.-P.670.

55. Portland, P., Anfmdsen, H. and Fadnes, P.H. Detection of Asphaltene Precipitation by Measurement of Electrical Conductivity // Fluid Phase Equilibria. 1993. 82. 157.

56. Hammami, A, Chang-Yen, D., Nighswander, J.A., and Stange, E. An Experimental Study of the Effect of Paraffinic Solvents on the Onset and Bulk Precipitation of Asphaltenes // Fuel Science and Technology IntT., 13(9), 1167-1184 (1995).

57. Туманян Б.П. Иммобилизационные эффекты при межмолекулярных взаимодействиях в нефтяных дисперсных системах // Химия и технология топлив имасел.-1997.-№4.-С.31-36.

58. Andersen S.I. Effect of Precipitation Temperature On the Composition of N-Heptane Asphaltenes //Fuel Science and Technology Int4., 13(5), 579-604 (1995).

59. Clarke, P.P., Pruden, B.B., "Asphaltene Precipitation: Detection Using Heat Transfer Analysis, and inhibition using chemical additives" // Fuel.- 1997.-V.76.-№7.-P.607-614.

60. Fuhr, B.J., et al. "Properties of Asphaltene From Waxy Crude" // Fuel (Nov. 1991)70, 1293.

61. Jamaluddin, A.K.M., Nazarko, T.W., Sills, S. and Fuhr, B.H., // SPEPF (Aug. 1996)161 "De-Asphaltene Oil: A Natural Asphaltene Solvent".

62. Turta, A., Najman, J., Fisher, D., Singhal, A. Viscometric determination of the onset of asphaltene flocculation // 48* Annual Technical Meeting.-June 8-11, 1997.- V.2.- Paper 97-81.

63. Buckley, J.S., Hirasaki, G.J., et al.: "Asphaltene Precipitation and Solvent Properties of Crude Oils" // Petroleum Science and Technology (1998)16, №3-4, P.251-285.

64. Li, H., and Wan, W.K., 1995, "Investigation of the Asphaltene Precipitation Process from Cold Lake Bitumen by Confocal Scanning Laser Microscopy" // SPE 30321, Proceed. Intern. Heavy Oil Symposium, 19-21 June, Calgary, Alberta, Canada, P.709-714

65. Storm D.A. Microphase behaviour of asphaltenes // Proceed. 47th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society.-June 10-12, 1996.-V.2.-Paper 96-111.

66. Викторов А.И., Смирнова H.A. Термодинамическая модель агрегирования асфальтенов и их осаждения из нефти. // Журнал прикладной химии. -1998.-Т.71.-ВЫП.4.-С.685-691.

67. Thomas F.B., Zhou X., Bennion D.B., Bennion D.W. Towards optimizing gas condensate reservoir // 46* Annual Technical Meeting.-May 14-17, 1995.- V.l.-Paper 95-09.

68. Leontaritis, K.J. The asphaltene and wax deposition envelopes // Fuel Science and Technology International. 1996.-Vol. 14.-№1&2.-P.13-33.

69. Monger, T.G., and Trujillo, D.E., 1988, "Organic Deposition During CO2 and Rich-Gas Flooding" // SPE 18063, paper presented at the 63 Annual Technical Conference of the Society of Petroleum Engineers, October 2-5.

70. Fuhr, B.J., Klein, L.L., Komishke, B.D., et al., 1988, "Effect of Diluents and Carbon Dioxide on Asphaltene Flocculation in Heavy Oil Solutions" // Proceed, of the 4 th UNITAR/UNDP Intern. Conf on Heavy Crude and Tar Sands, V.2, August 7-12.

71. Yen, T.F., "Asphaltene and Improved Oil Recovery" // 6 UNITAR Intern. Conf. on Heavy Crude and Tar Sands, Feb. 12-17, 1995, Houston, Texas, Vol. 1, P.231-236.

72. Yen, T.F., 1989, Asphaltic Material, in Encyclopedia of Polymer Science and Engineering Supplementary Vol.2 ed. (H.S.Mark, N.M.Bikales, C.G.O verberger, and G.Menger ed.) John Wiley&Sons, New York, P. 1-10.

73. Camahan, N.F., and Lirio Quintero, "Characterization of Asphaltenes and Resins" // 6 UNITAR Intern. Conf. on Heavy Crude and Tar Sands, Feb. 12-17, 1995, Houston, Texas, Vol.1, P.237-249.

74. Andersen and Erling H. Stenby Precipitation of asphaltene in mixed solvents // (там же)-Р.59-62.

75. Farmnian, E.A., Davis, N., Kwan, J.T., Weinbrandt, R.M., and Yen, T.F., 1979, "Precipitation of Selective Native Petroleum Fractions in Lowering Interfacial Tensions of Aqueous Alkaline System" // ACS Symp. Ser.91, P.103-114.

76. Chan, M., Sharma, M. M., and Yen T.F., 1982, "Generation of Surface Active in Crude Oil for Acoustic Flooding Enhanced Oil Recovery" // Ind. Eng. Chem. Process Design and Dev.21,P.580-583.

77. Schramm, L.L.,and Novosad, J.J. "The Destabilization of Foams for Improved Oil Recovery by Crude Oils: Effect of the Nature Of the Oil" // 6th Europ. Symp. on lOR, 21-23.05.91, Stavanger, Norway, Proceed., Vol.1, P.85-94.

78. Sheu, E.Y., Shields, M.B., Storm, D.A., "Asphaltene As a Surface Active Agent" // 6 UNITAR Intern. Conf on Heavy Crude and Tar Sands, Febr. 25-27, 1995, Houston, Texas, P.385-392.

79. Sheu, E.Y., De Tar, M.M., Storm, D.A. // Fuel, 1992, 71, P. 1277.

80. Познышев Т.Н. Новые эмульсионно-дисперсные системы для добычи нефти на основе реагента-РДН // Сб. докладов II НПК "Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов", Самара, 1998.-С. 19-22.

81. Жузе Т.П. Сжатые газы как растворители. М.: Наука, 1974.-109с.

82. Ковалев Л.В., Жузе Т.П. О растворимости нефтей в газах и о составе смолистых соединений, переходящих вместе с углеводородами в газовую фазу. // Вопросы геохимии нефтеносных областей. М., 1960.-С.90-98.

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

84. Magaril, R.Z. and Aksenora E.I. // Int. Chem. Eng.-1968.-8.-P.727-729.

85. Королев Ю.М., Америк Ю.Б. Рентгенографическое исследование нефтей и нефтяных компонентов. // Нефтехимия.-1993.-Т.ЗЗ.-№4.-С.352-358.

86. Lott R.R., Rangwala H.A., Chu Hsi, Ted Cyr, Zhao M., Yu-Min Xu Mechanisms of coke formation and fouling in thermal cracking // 6 UNITAR Intern. Conf. on Heavy Crude and Tar Sands.- Houston, Texas.-Febr. 12-17, 1995.-P.379-383.

87. Америк Ю.Б. Проявление макромолекулярной природы асфальтенов в реакциях деструкции, аддиционной и конденсационной полимеризации. // Нефтехимия.-1995.-Т.35.-№3.-С.228-247.

88. Америк Ю.Б., Платэ Н.А. Глубокая конверсия тяжелых нефтяных фракций через мезоморфные структуры. // Нефтехимия.-1991.-Т.31.-№3.-С.355-378.

89. ТапаЬе, К and Gray M.R.// Energy & Fuel.-1997.-11.-P. 1040-1043.

90. Сахибгареев P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.:Недра, 1989.-260с.

91. Лопатин Н.В. Образование горючих ископаемых. М.: Недра, 1983. - 192 с.89.

92. Бескровный Н.С. Нафтометаллогения: единство нефте- и рудообразования // ЖВХО. 1986. - № 5. - T.XXXI. - С.69-74.

93. Gold Th. Metal Ores and Hydrocarbons // Материалы научно-практической конференции "Перспективы нефтегазоносности кристаллического фундамента на территории Татарстана и Волго-Камского региона", Казань, 1997. С.49-51.

94. Катченков СМ. Микроэлементы в нефтях / Проблемы происхождения нефти и газа и условия формирования их залежей. М.: Гостоптехиздат, 1960. - С.463-464.

95. Лейфман И.Е. Накопление и преобразование органического вещества современных и ископаемых осадков. М.: Наука, 1990. - 120 с.

96. Новгородова М.И. Карбиды в земной коре // ЖВХО. 1986. - №5. - Т. XXXI. -С.95-97.

97. Pedersen К. Deep Ground Water Microbiology in Swedish Granitic Rock // Swed. Nucl. Fuel Waste Manag. Co., Tech rep. 89-23, Stockholm, Sweden , 1989.

98. Каштанов В. A., Белова E.B. Эволюция углеводородо- и рудогенеза в платформенных областях Земного шара // Тезесы докладов научной конференции, посвяшенной 75-летию геологического образования в Томском ун-те, Томск, 1996. -Т.1.-С.54-55.

99. Маймин З.Л. Краткая геологическая характеристика исследованных районов Волго-Уральской области / Об условиях образования нефти. Д.: Гостоптехиздат, 1955.-C.7-23.

100. Тугаринов А.И. Обшая геохимия. М.: Атомиздат, 1973. - 288 с.

101. Родионова К.Ф.Органическое вещество и нефтематеринские породы девона Волго-Уральской нефтегазоносной области. М.: Недра, 1976. - 360 с.

102. Bjorlykke К. Clay Mineral Diagenesis in Sedimentary Basins A Key to the Prediction of Rock Properties. Examples from the North Sea Basin // Clay Minerals. - 1998. - №33. -P.15-34.

103. Bjorlykke K., Hoeg K. Effects of Burial Diagenesis of Stresses, Compaction and Fluid Flow in Sedimentary Basin // Marine and Petr. Geology. 1997. - Vol. 14. - №3. -P.267-276.

104. Bailey N.J.L., Jobson A.M., Rogers M.A. Bacterial Degradation of Crude Oil: Comparison of Field and Experimental Data // Chem.Geol. 1973. - Vol.11. - №3. -P.203-221.

105. Бирамже P., Бестужев M. Исследование физических и химических превращений / Органическая геохимия (пер. с англ. и франц.). М.: Недра, 1971. - Вьш.З. - С. 141156.

106. Синг А.К., Коли Б.С., Уэндт Р.П. Методы борьбы с сероводородом в буровых растворах // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1989. - №11. - С.37-43.

107. Казмина Т.Н. Геохимические условия образования девонских и более древних отложений Волго-Уральской области / Об условиях образования нефти. Л.: Гостоптехиздат, 1955. - С.68-111.

108. Ронов А.Б., Мигдисов A.A., Хане К. Количественные закономерности эволюции состава алевропесчаных пород Русской плиты // Геохимия. 1995. - № 3. - С.323.

109. Миропольская Г.Л., Герасимова Е.Т., Логинова В.Н., Тузова Л.С. Нефтеносность девона востока Татарии. Литология и фации // Труды Казанского филиала АН СССР, Сер.геол.наук. В.б. - 1960. - 428 с.

110. Ломоть К.И. Условия образования пород девона и подстилающих их отложений Волго-Уральской области / Об условиях образования нефти. Л.: Гостоптехиздат, 1955. - С.24-67.

111. Родионова К.Ф. Геохимия рассеянного органического вещества и нефтематеринские породы девонских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной области. М.: Недра, 1967. - 360 с.

112. Ситдикова Л.М., Изотов В.Г. Типизация хлоритов зон деструкции фундамента Татарского свода по данным мессбауэровской спектроскопии // Междун. конф. "Спектроскопия, рентгенография и кристаллохимия минералов": Тез.докл. -Казань, 1997.- С. 176-178.

113. Системные исследования нефтебитуминосных формаций палеозойских и рифейвендских отложений с Татарии и смежных обласей с целью выявления оптимизации зон нефте- и битумнакоплений / Отчет №15-86. КГЭ ПО "Татнефть", Казань, 1988.

114. Оценка перспектив нефтебитумнакоплений палеозойских и допалеозойских отложений Татарии и выбор направлений поисковоразведочных работ / Отчет № 34-88 КГЭ ПО "Татнефть" и КРУ, Казань, 1990.

115. Геолого-геохимические исследования при оценке перспектив нефтеносности Татарии / Отчет № 41-91 КГЭ ПО "Татнефть" и КГУ, Казань, 1993.

116. Bennion D.B., Bennion D.W., Scott J.A. Detailed Laboratory Studies of Chemically and Biologically Induced Formation Damage in the East Wilmington Filed // The CIM Annual Techn. Conf, Calgary, Canada, 1992. Paper' 93-44.

117. Moore C.H., Diagenesis and Formation Damage Induced by Steam Injection: A Computer Simulation Study // 6th UNI TAR Intemat.Conf on Heavy Crude and Tar Sands, Houston, USA, 1995, Proceed.-Vol.l.-P.3-15.

118. Yu Hongkun, Cheng Jincai, Yang Xianke, Fan Yuping, Zhou Yuzhang, Clay Swelling Control to Improve Steam Stimulation Results // 7th UNITAR Intemat.Conf. on Heavy Crude and Tar Sands, Beijing, China, 1998, Proceed. Vol.2. - P.1329-1339.

119. Boon J.A., Hamilton Т., HoUoway L., Wiwchar B. Reaction Between Rock Matrix and Injected Fluids in Cold Lake Oil Sands Potential for Formation Damage // JCPT. -1983.-May-Aug.-P.55-66.

120. Hebner B.A., Bird G.W., Longstaffe F.J. Fluid/Pore Mineral Transformations During Simulated Steam Injection: Implications For Reduced Permeability Damage // JCPT. -1986. Sept.-Oct. - P.68-73.

121. Bennion D.B., Thomas F.B., Sheppard D.A. Thermally Induced Formation Damage Due to Hot Water and Steamflooding in Sandstone Reservoirs // The 1992 CIM Annual Tech.Meet., Petr. Society, Calgary, Canada, 1992, Proceed. Paper №92-45.

122. Chakrabarty Т., Longo J.M. Production Problems in the Steam-Stimulated Shaley Oil Sands of the Col Lake Reservoirs: Cause and Possible Solution // JCPT. 1994. -Vol.33. - №10. -P.34-39.

123. Krause F.F., Sayegh S.G., Girard M., DeBree G. Rock-Carbonated Brine Interactions: Part II Beaverhill Lake Group Cores // 38th Annual Tech.Meet. of the Petroleum Society, CIM, Calgary, Canada, 1987, Proceed. - Paper №87-38-79.

124. Hutcheon I. The Potential Role of Pyrite Oxidation in Corrosion and Reservoir Souring // The 47th Annual Tech. Met, Petr. Society, CIM, Calgaiy, Canada, 1996, Proceed. -Paper №96-95.

125. Швыдкин Э.К. Техногенные и естественные электрические поля в проблемах освоения ресурсов природных битумов (контроль за разработкой, разведка, экология) // Дисс. докт. геол.- мин. наук. М., 1996, ВНИИГеосистем.

126. Звягин Б.Б., Кринари Г.А. Геометрические особенности и принципы регистрации диффракционных картин текстурированных объектов // Кристаллография. Т.34. -Вьш.2.- 1989.-С.288-291.

127. Sanford E.G. Processability of Athabasca Oil Sand: Interrelationshap Between Oil Sand Pines Solids, Process Aids, Mechanical Energy and Oil Sand Age After Mining // Can. J. of Chem.Engin. 1983. - Vol.61. - P.554-561.

128. Takamura K., Wallage D. The Physical Chemistry of the Hot Water Process // Annual Tech.Meet., Petr. Society, CIM, Calgary, Canada, 1986, Proceed. Paper № 86-37-42.

129. Gelot A., Friesen W.J., Hamza H.A. Emulsification of Oil and Water in the Presence of Finely Divided Solids and Surface Agents // Colloids and Surfaces. 1984. - Vol.12. -P.271-282.

130. Mikula R.J., Munoz V.A., Lam W.W. Correlations Between Oil Sands Minerals and Processing Characteristics // JCPT. 1989. - Vol.28. - №6. - P.29-32.

131. Majid A., Sparks B.D. Hydrophobic Solids and Structure Formation in Oil Sands Fine Tailings // 6th UNITAR Intemat. Conf on Heavy Crude and Tar Sands, Houston, USA, 1995, Proceed. Vol.2. - P.697-704.

132. Margeson J.L., Homof V., Neale G.H. Characterization of the Humic-Clay Complex and Its Influence on Bitumen Displacement from Athabasca Oil Sans // JCPT. 1989. -Vol.28.- № 2. - P.57-62.

133. Zou J., Pierre A.C., Whiling J. Compaction Behaviour of A Clay-Fe-Water Tailings Sludge Model // The CIM/AOSTRA 1991 Tech. Conf, Banff, Canada, 1991, Proceed. -Paper №91-118.

134. Méndez Z., Meza В., Marique E., Vasquez T. Laboratory Results of the Effect of Sodium Silicate in Steam Injection Processes // 6th UNITAR Internat. Conf. on Heavy Crude and Tar Sands, Houston, USA, 1995, Proceed. Vol.1. - P.363-374.

135. Ireland J. Corrosion Monitoring of Produced Waters // The 1st Annual Tech. Meet, of the South Sasckatchewan Section, Petr. Society, CIM, Regina, Canada, 1985, Proceed. -Paper № 12.

136. Fried S., Yurkiv P., Berenchea P., Girgis M. Gas Supply Alternatives and Corrosion Considerations in Underbalanced Drilling Operations // The 47th Annual Tech. Met, Petr. Society, CIM, Calgary, Canada, 1996, Proceed. Paper № 96-76.

137. Dill W., Smolarchuk P. Iron Control in Fracturing and Acidizing Operations // JCPT. -1988. Vol.27.-№3.-P.75-78.

138. Walker M.L., Dill W.R., Besler M.R. Iron Control Provides Sustained Production Increase in Wells Containing Sour Gas // JCPT. 1990. - Nov., Suppl. - P.46-50.

139. Xu Y., Zhijun W., Lizhi Z. Study of High-Sulphur Natural Gas Field Water Treatment // The 48th Annual Tech. Meet, Petr. Society, CIM, Calgary, Canada, 1997, Proceed. -Paper №97-122.

140. Мониторинг природной среды при разработке битумных залежей (под ред. Р.Х.Муслимова и др.). Казань: Мониторинг, 1995. - 243 с.

141. Galeev R.G., Diyahsev R.N., Sattarova F.M. Investigation of Solution Mechanisms Neutralizing Acid Medium in In Situ Combustion // 7th UNITAR Intem. Conf. on Heavy Grade and Tar Sands, Beijing, China, 1998, Proceed. Vol.2. - P. 1479-1486.

142. Diyashev I.R., Sattarova F.M., Volkov Yu.V. Combined In Situ Combustion Process With Chemical Injection // 6th UNITAR Intemat. Conf. on Heavy Crude and Tar Sands, Houston, USA, 1995, Proceed. Vol.2. - P.543-552.

143. Kroll S., Crevolin S. Practical Experience and Water Treatment Options Using Deep Aquifers for Steam Generation in EOR Projects // The 11th Annual Heavy Oil and Oil Sands Tech. Symp., Calgary, Canada, 1994, Proceed. Paper №11.

144. Armstrong J.E., Moore B.J., Sevigny J.H., Forrester P.I. Evaluating Intrinsic Bioremediation at Five Sour Gas Processing Facilities in Alberta // The 48th Annual Tech. Meet, Petr. Society, CIM, Calgary, Canada, 1997 Proceed. Paper №97-40.

145. Stavland A., Ersdal Т., Lohne A. et al. Evaluation of Xanthan -Cr(III) Gels for Deep Emplacement: Retention of Cr(III) in North Sea Sandstone Reservoirs // 7th Europ. Symp. on Improved Oil Recovery, Moscow, 1993, Proceed. Vol.2. - P.256-270.

146. Lund Т., Audibert A., Lecourtier J. Xanthan Injection in North Sea Field: Laboratory Studies // 6th Europ. Symp. on Improved Oil Recovery, Stavanger, Norway, 1991, Proceed.-Vol. 1 .-P. 137-146.

147. Jamaluddin A.K.M., Vandamme L.M., Mann B.K. Formation Heat Treatment (FHT): A State-of-the Art Technology for Near-wellbore Formation Damage Treatment // The 46th Annual Tech. Meet, Petr. Society, CIM, Calgary, Canada, 1995, Proceed. Paper №95-67

148. Méndez Z., MezaB., Manrique E., Vasquez T. Laboratory Results of the Effect of Sodium Silicate in Steam Injection Processes // 6th UNITAR Intemat. Conf. on Heavy Crude and Tar Sands, Houston, USA, 1995, Proceed. Vol.2. - P.363-374.

149. Delorey J.R., Allen S., McMaster L. Precipitation of Calcium Sulphate During Carbonate Acidizing: Minimizing the Risk // The 47th Annual Tech. Meet, Petr. Society, CIM, Calgary, Canada, 1996, Proceed. Paper №96-84.

150. Masikewich J., Bennion B. Fluid Design to Meet Reservoir Issues A Process // The 48th Annual Tech. Meet., Petr. Society, CIM, Calgary, Canada, 1997, Proceed. - Paper №97-114.

151. Логвиненко H.B. Петрография осадочных пород.- М.: Высшая школа, 1984, 375с.

152. Адамсон А. Физическая химия поверхностей.- М.: Мир, 1979, 568с.

153. Литт Л. Инфракрасные спектры адсорбированных молекул, М.: Мир, 1969, 514с.

154. Абляев Э.Ш., Воробьев В.И., Абдуллаев И.Ф. Исследование окислительно-восстановительных центров поверхности некоторых минеральных сорбентов // Коллоидный журнал.-Т.ХЬХ.-1983.-№5.-С.835-839.

155. Ратов А.И., Дитятьева Л.И. Неоднородность нефтесодержащих коллекторов и физико-химическая природа остаточной нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-1995.-№11-12.-С.34-39.

156. Fendel А. Charakterisierung Sorbierter Olkomponentch auf Tonmineralinnen und Quarzkomnem in Olsaden.Ein Beitrag Zur Benezhorkeit von Reservoirgestein in Ollagerstatten // Ber Kemfoschungsunlagejuilich.-1989.-'2262.-S.1-204.

157. Johansen R.T., Dunning H.N. Relative Wetting Tendencies of Crude Oil by the Capillarimetric Method // Producers Monthly.-1959.-Vol.23.-'3.-P.20-22.

158. Манакова P.A., Савиных Ю.В. Исследование адсорбции кислых компонентов нефти на нефтевмещающих породах // Нефтехимия.-1996.-Т.36.-№1.-С.24-30.

159. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.- М.: Недра, 1977,214с.

160. Cram P.J. Wetting Studies with Non-Hydrocarbon Constituents of Crude Oil // Petroleum Recovery Research Inst., Research Report RR 17 (Dec. 1977).

161. Snyder L.R. Principles of Adsorbtion Schromatoography / New York: Marcel Dekker, 1968.-413p.

162. Malandrini H., Sarraf R., Partyka S. Characterization of Quarta Particle Surfaces by Immersion Calorimetry // Langmuir. The ACS Journal of Surfaces and Colloids.-Vol.l3.-№5.-P.1337-1341.

163. Douillard J.M. Concerning the Thermodynamic Consistency of the "Surface Tension Components; Equations" //J. of Colloid and Interface Science.-1998.-188.-P,511.

164. Douillard J.M., Zoungrana Т., Partyka S. Surface Gibbs Free Energy of Minerals: Some Values // 3rd Intern. Symp. on Evaluation of Reservoir Wettability and Its Effect on Oil Recovery, Wyoming, USA, 1996.- Proceed, rd. by N.R. Morrow.

165. Zoungrana Т., Douillard J.M., Partyka S. Assessment of the Surface Tension of Various Divided SoHds //J. Thermal Analysis.-1994.-Vol.41.-P. 1287-1293.

166. Malandrini H., Clauss F., Partyka S., Douillard M. Interactions Between Talc Particles and Water and Organic Solvents // J. of Colloid, and Interface Science.-1997.-№194.-P.183-193.

167. Morrow N.R. Wettability and Its Effect on Oil Recovery // J. of Can.Petr.Teclin.-Dec. 1990.-P.1476.

168. Treiber L.E., Archer D.L., Owens W.W. Laboratory Evaluation of the Wettability of Fifty Oil-Producing Reservoirs // SPE.-1972.-Vol.253.-P.531-540.

169. Donaldson E.C., Thomas R.D., Lorena P.B. Wettability Determination and Its Effect on Recovery Efficiency // SPE Journal.- March 1969.-P. 13.

170. Anderson G.A. Wettability Literature Survey, Parts 1-6 // JPT.-Oct.1986-Dec.1987.-P.l 125-1622.

171. Yan J., Plancher H. Wettability Changes Induced by Adsorption of Asphaltenes // SPE Intern. Symp. on Oilfield Chemistry, Houston, USA, 1997, Proceed.- P.213.

172. Buckey J.C., Liu Y., Monterleet S. Mechanisms of Wetting Alterations by Crude Oils // SPE Intern. Symp. on Oilfield Chemistry, Houston, USA, 1997, Proceed.- P. 191.

173. Madsen L., Lind J. Adsorption from Organic and Aqueous Phase // SPE Intern. Symp. on Oilfield Chemistry, Houston, USA, 1997, Proceed.- P.719.

174. Rao D.N. Is There a Correlation Between Wettability From Corefloods and Contact Angles? // SPE Intern. Symp. on Oilfield Chemistry, Houston, USA, 1997, Proceed.-P.241.

175. Isaacs E., Chow R., Babchin A. On the Significance of Reservoir Wettability on Extraction and Recovery Processes // 7th UNITAR Intem. Conf on Heavy Crude and Tar Sands, Beijing, China. 1998, Proceed.-Vol.l.-P. 189.

176. Standal S., Haavik J., Bloknus A.M. Skauge A. Effect of polar organic components on wettability as studied by adsorption and contact angles // J. of Petroleum Science and Engineering.-1999.-Vol.24.-P. 131 -144.

177. Morrow N.R., Lim H.T., Ward J.S. Effect of Crude Oil-Induced Wettability Changes on Oil Recovery // SPEFE, Febr, 1986.-P.89.

178. Buckley J.S., Morrow N.R. Characterization of Crude Oil Wetting Behavior by Adhesion Tests // papar SPE/DOE 20263 presented at the 1990 SPE/DOE EOR Symposium, Tulsa, April 23-25.

179. Rao D.N., Maini B.B., Impact of Oil-Rock Adhesion on Reservoir Mechanics // CIM Ann. Tech. Conf May 9-12, 1993, Calgary, Canada, Proceed.- papar № CIM 93-84.

180. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971.-3 Юс.

181. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Сб. трудов.-М.: Наука, 1992.-136С.

182. Бэр Я., Заславски Д, Ирмей С. Физико-математические основы фильтрации воды.-М.: Мир, 1971.-452с.

183. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами // Автореф. дис. докт. тех. наук / ВНИИнефть-M.1996.-48C.

184. Buckley J.S., Morrow N.R. An Overview of Crude Oil Adhesion Phenomena // IFP Research Conf on Exploration-Production, Saint-Raphael, 4-6 Sept., I991.-Preceed.

185. Liu Y., Buckley J.S. Evolution of Wetting Alteration by Adsorption from Crude Oil // SPEFE, March, 1997.

186. Buckley J.S., Liu Y., Some mechanisms of Crude Oil/Brine/Solid Interactions // J. of Petr. Sc.&Eng., 20(1998)155-160.

187. Liu L., Buckley J.S. Alteration of Wetting of Mica Surfaces // 5th Symp. on Reservoir Wettability and Its Effect on Oil Recovery, Trondheim, Norway, 22-24 June, 1998, Proceed.

188. Cuiec L. Restoration of the Natural State of Core Samples // ATCE, Dallas, USA, 28 Sept.-1 Oct., 1975.-paper№SPE 5634.

189. Morrow N.R., Cram P.J., McCaffery F.G. Displacement Studies in Dolomite with Wettability Control by Octanoic Acid // SPEL (1973).-Vol.255.-P.221.

190. Thomas M.M., Clouse J.A., Longo J.M. Adsoфtion of Organic Compounds on Carbonate Minerals. 1. Model Compouds and Their Influence in Mineral Wettability // Chem. Geol.-1993 .-Vol. 109.-P.210-213.

191. Bantignies J.L., Cartier dit Meoulin Ch., Dexpert H. Asphaltene Adsorption on Kaolinite Characterized by Infrared and X-ray Adsorption Spectroscopies // J. of Petr. Sc.&Eng.-1998.-Vol.20(304).-P.233-237.

192. Legens C, Palermo Т., Toulhoat H., Pafer A., Koutsoukos P. Carbonate Rock Wettability Changes Induced by Organic Compound Adsorption // J. of Petr. Sc.&Eng.-1998.-Vol.20(304).-P.277-282.

193. Нестеренко Н.Ю. Смачиваемость пород-коллекторов пластовыми флюидами // Геология нефти и газа.-1995.-№5.-С.26-35.

194. Passi-Fihri О., Robin М., Rosenberg Е. Wettability studies at the pore level; a new approach by of cryo-SEM // 6th Ann. Tech. Conf. and Exh., SPE, Dallas, USA, 6-10 Oct. 1991, Proceed.- paper №22596.

195. Hirasaki G.J. Wettability: Fundamentals and Surface Forces // SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, Tulsa, OK, 17-20 April, 1988.-SPE/DOE 17367.

196. Kalaydjian P. Performance and Analysis of Three Phase Capillary Pressure Curves for Drainage and Imbibition in Porous Media // 67th Ann. Tech. Conf. Exhibition Soc. Pet. Eng., Washington, DC, 4-7 Oct, 1992.- SPE 24878.

197. Kalaydjian F., Moulu J.-C, Vizika O., Munkerud P.K. Role of Wettability and Spreading on Gas Injection Processes under Secondary Conditions: New Developments in Improved Oil Recovery // Geological Society Special Publication.-1995.-№84.-P.63-71.

198. Kantzas A., Chatzis I., Dullien F.A.L. Enhanced Oil Recovery by Inert Gas Injection // SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symp., Tulsa, OK, 17-20 Apr., 1988a.-SPE/DOE 17379.

199. Vizika O., Lombard J.M. Wettability and Spreading: Two Key Parameters in Oil Recovery with Three-Phase Gravity Drainage // SPERE (Soc. Pet. Eng., Reservoir Eng.) Febr., 1996.-P.54-60.

200. Vizika О., Rosenberg E., Kalaydjian F. Study of Wettability and Spreading Impact in Three-Phase Gas Injection by CRGO-Scanning Electron Microscopy // J. of Pet. Sc.&Eng. 20(1998)189-202.

201. Combes R., Robin M., Blavier G., Aidan M., Dégrevé F. Visualization of Imbibition in Porous Media by Environmental Scanning Electron Microscopy: Application to Reservoir Rocks // J. of Pet. Sc.&Eng. 20(1998)133-139.

202. Durand К., Beccat P. Use of XPS for Reservoir Sandstone Wettability Evaluation. Application to Kaolinite and lUite // J. ofPet. Sc.&Eng. 20(1998)259-265.

203. Tang G.-Q., Morrow N.R. Influence of Brine Composition and Fines Migration on Crude Oil/Brine/Rock Interactions and Oil Recovery // J. of Pet. Sc.&Eng. 24(1999)99-111.

204. Yildiz H.O., Valat M., Morrow N.R. Effect of Brine Composition on Recovery of an Alaskan Crude Oil by Water-Flooding // J. of Can. Pet. Tech. .-38.-P.26-31.

205. Уэндландт У. Термические методы анализа. M. : Мир, 1978.-526с.

206. Rajeshwar К. Thermal analysis of coals, oil shales and oil sands // Thermochimica Acta. 1983. '63. P.97.

207. Iha K.N., Verkocky B. The role of thermal analysis techniques in the in-situ combustion process // SPE Reservoir Engineering. July, 1986.

208. Verkocky В., Iha K.N. DTG and DSC investigations of the Saskatchewan heavy oils and cores // J. Can. Pet. Techn. 1986. Vol.25. №3.

209. Vucelic D., Krsmanovic V.D., Vucelic V., Vitorovic D. Thermoanalytical characterization of Aleksinac oil shale kerogen // J. Therm. Anal. 1990. №36. P.2465.

210. Дитятьев A.A., Ратов A.H., Дитятьева Л.Н. Дериватографическое исследование битумсодержащих пород. Деп. М. ВИНИТИ. 15.12.1983. '6815-83.

211. Al-Madfai S.H., Al-Sammerai D.A., Barbooti М.М. // J. Therm. Anal. 1984. Vol.29. '5.P.1123.

212. Нечитайло H.A. // Химия и технология топлив и масел. 1988. №4. С.40.

213. Penchev V., Stojanova M. // J.Therm. Anal. 1989. V.35. P.35.

214. Романов Г.В., Семкин В.И., Юсупова Т.Н. и др. Термический анализ остаточных нефтей в терригенных отложениях Татарстана. Рук. деп. в ВИНИТИ 17.12.85. №8695-В.

215. Топор Н.Д. Дифференциально-термический и термовесовой анализ минералов. М.: Недра, 1964.

216. Петрова Л.М., Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З. и др. Особенности состава и свойств остаточной нефти в заводненных терригенных коллекторах // Труды Международной конференции "Нефть и битумы". Казань: ТГЖИ, 1994. С.758-764.

217. Юсупова Т.Н., Романов Г.В., Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З., Семкин В.И., Фосс Т.Р. Термический анализ в геохимии нефтей и нефтесодержаш;их пород // Труды Всероссийской конференции по термическому анализу и калориметрии. Казань, 1996. С.50-52.

218. Березин В.М., Гизатуллина В.В., Ярыгина B.C. // Тектоника и нефтегазоносность Башкирии. Уфа. 1983. Вып.5. С.43-52.

219. Каюкова Г.П., Курбский Т.П., Юсупова Т.Н. и др. Особенности состава и свойств нефтей по разрезу продуктивных толщ в Татарстане // Геология нефти и газа. 1993. №5. С.37-43.

220. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах.- М: Недра, 1984.

221. Тимирясова Н.Ю., Покровский В.А., Славная Л.И. Необходимость учета минерального состава породы-коллектора при выборе физико-химического метода повышения нефтеотдачи пластов // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1984.Вьш.10.М. С.1-8.

222. Гербер М.И. Адсорбция глинами асфальто-смолистых компонентов нефти // Геохимический сборник. 1957. №4. С. 131-139.

223. Березин В.М. Адсорбция асфальтенов продуктивными породами нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. М. 1976. Вьш.5. С.25-27.

224. Курбский Г.П. Нефти и битумы Татарии (2 части). Деп. ВИНИТИ 16.10.86 №1293-1386 и 15.02.88 №1227-1388.

225. Каюкова Т.П., Курбский Г.П., Габитова Р.К., Нигметзянова Л.З., Юсупова Т.Н., Успенский Б.В., Романов Г.В. Состав и свойства пермских битумов Татарии в зависимости от характеристик вмещающих их отложений // Геохимия. 1993. №12. С.1748-1756.

226. Каюкова Т.П., Иванова Т.А., Юсупова Т.Н., Гайнуллина М.Г. Отличительные особенности ЭПР спектров двухвалентного марганца в битумсодержащих песчаниках и карбонатах // Труды Международной конференции "Нефть и битумы", Казань: ТГЖИ, 1994. С.1205-1213.

227. Норонкова И.К., Архангельская P.A., Гольдберг И.С. и др. Закономерности формирования и размещения природных битумов // Труды ВНИГРИ. 1979. СПб.

228. Каюкова Т.П., Романов Г.В., Муслимов Р.Х., Лебедев Н.П., Петров Г.А. Химия и геохимия пермских битумов Татарстана.-М.: Наука, 1999. 304с.

229. Надиров Н.К., Мусаев Г. А., Романов Г.В., Половая СП., Юсупова Т.Н., Петрова Л.М. Исследование состава и свойств нефтебитуминозных пород Казахстана

230. Romanov G. V., Semkin V. I., Petrova L. M., Yusupova T.N. et. al. The investigation of interstratum combustion by complex of physical and chemical methods // Intern. Conf. "Combustion 96". Ottawa, Canada, 1996. P.347.

231. Семкин В.И., Романов Г.В., Юсупова Т.Н. AC №1761177 "Устройство для экстрагирования нефте- и битумонасыщенных пород".

232. Vossoughi Shapour, El Shoubary Yousef Kinetics of crude oil distillation // World Congr. Ill Chem. Eng., Tokyo, Sept.2-25, 1986. Vol.1. P.476-479.

233. Yusupova T.N., PetrovaL.M., Mukhametshin et al. Distribution and Composition of Organic Matter in Oil- and Bitumen-Containing Rocks in Deposits of Different Ages // J. Therm. Anal. Cal. 55(1999)99-107.

234. Юсупова Т.Н., Романов Г.В., Петрова Л.М. и др. Термический анализ в геохимии нефтей и нефтесодержащих пород // Труды Всероссийской конференции по термическому анализу и калориметрии (к 100-летию Л.Г.Берга), Казань, 3-6 июня 1996. С.50.

235. Юсупова Т.Н., Каюкова Г.П., Лифанова Е.В., Романов Г.В. Сопоставительный анализ ашальчинских нефтей и их компонентов // Менделеевский сб. "Интенсификация химических процессов переработки нефтяных компонентов", Казань, 1994. С. 11-17.

236. Петрова Л.М., Юсупова Т.П., Романов Г.В., Лифанова Е.В. и др. Сравнительная характеристика остаточных и добываемых нефтей // Труды Международной конференции "Нефть и битумы", Казань, ТГЖИ, 1994. С.464-472.

237. Юсупова Т.Н., Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З. и др. Особенности состава и свойств остаточной нефти в заводненных терригенных коллекторах // Там же. С.758-764.

238. Юсупова Т.Н., Романов Г.В., Петрова Л.М. Изменение состава и свойств нефтей заводняемых терригенных коллекторов // Материалы семинара-дискуссии "Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения", Казань: Казан.матем.общ-во, 1997. С.321-327.

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

240. Губницкий В.М. Распределение серы в палеозойских нефтях Урало-Поволжья // Геохимия. 1995. №5. С.760.

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

242. Петрова Л.М., Юсупова Т.Н., Фосс Т.Р. и др. Особенности формирования алканов остаточных нефтей заводняемых пластов месторождений Татарстана // Нефтехимия. 1998. Т.38. №3. С.163.

243. Петрова Л.М., Лифанова Е.В., Юсупова Т.Н. и др. Структурно-групповой состав смолисто-асфальтеновых компонентов остаточных и добываемых нефтей // Нефтехимия. 1998. Т.35. №6. С.508.

244. Галимов P.A., Юсупова Т.Н., Абушаева В.В., Романов Г.В. Расщепление асфальтеновых частиц // Журнал общей химии. 1993. Т.63. Вьш.11. С.2621.

245. Юсупова Т.Н., Каюкова Т.П., Габитова Р.К. и др. Сопоставительный анализ ашальчинских нефтей и их компонентов // Межвузовский сборник научных трудов "Интенсификация химических процессов переработки нефтяных компонентов". КГТУ, Казань, 1994. С. 11-16.

246. Печеный Б.Г. Битумы и битумные композиции. М.:Химия, 1990. С.З.

247. Юсупова Т.Н., Петрова Л.М., Фахрутдинов Р.З. и др. Изучение закономерностей окисления нефтяных остатков в присутствии добавок ароматического характера / Проблемы химии нефти. Новосибирск:Наука, 1992. С.338.

248. Губин А.Н., Петрова Л.М., Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Влияние способа добычи природного битума на процесс получения высокоплавких битумов // Комплексное освоение природных битумов и высоковязких нефтей. Казань, 1992. С.224.

249. Манапов P.A., Вагизов Ф.Г., Муслимов Р.Х., Романова У.Г., Юсупова Т.П. и др. Гамма-резонансная спектроскопия в исследовании нефтебитумсодержащих коллекторов: возможности и перспективы применения // Нефтяное хозяйство. 1997. №2. С.25-28.

250. Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З., Петрова Л.М. и др. Состав и свойства нефтей заводняемых пластов по керну // Труды научно-практической конференции "Геология и разработка нефтяных месторождений". Альметьевск, 1993. С.96-98.

251. Юсупова Т.Н., Мухаметшин Р.З., Петрова Л.М. и др. Битуминозные песчаники в нефтенасыщенных породах верхнего девона Татарстана // Материалы 3-ей Международной конференции по химии нефти. Томск, 1997. С. 169-171.

252. Андреева Л.Н., Березовская M.B., Цыро Л.В. и др. Использование инструментальных методов для определения характеристик возраста и происхождения нефти // Материалы III Международной конференции по химии нефти. Томск, 1997. Т.1. С.92-94.

253. Yusupova T.N., Petrova L.M., Ganeeva Yu.M. et al. High-Viscous Heavy Oil Formation Features In Laminated Heterogeneous Layers By Explotation // 7th UNITAR Intern. Conf on Heavy Crude and Tar Sands.-Beijing, China. 1998. P. 1555-1560.

254. Копрова H.A., Андреев B.H., Ведукова Н.К. и др. Условия образования жильных асфальтитов на территории Куйбышевской и Оренбургской областей. Куйбышев, 1961.

255. Лобов В. А. Мелекесский палеосвод и нефтеносность Ульяновского Поволжья // Труды / Геологический институт (г.Казань). Вып.ЗО. Казань, 1970. С.257-266.

256. Троепольский В.И., Эллерн С.С. Геологическое строение и нефтеносность Аксубаево-Мелекесской депрессии. Казань: Изд-во Казанского университета, 1964. -658с.

257. Ратов А.Н., Немировская Г.Б., Дитятьева Л.Н., Александрова Н.А. Особенности состава нефтей месторождений Ульяновской области и распределение в них ванадийсодержаших и других гетероэлементных соединений // Нефтехимия. 1995. Т.35. С.410-420.

258. Фосс Т.Р. Остаточные нефти девонских пластов месторождений Татарстана. Дне. на соиск. учен. ст. канд. хим. наук.-Казань, 1999.

259. Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // Нефтяное хозяйство. 1988. №9. С.31-37.

260. Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Фазовые взаимодействия в продуктивных нефтяных пластах // Труды IV Международной конференции "Химия нефти и газа". Томск, 2000.Т. 1.С.42-45.

261. Современные методы исследования нефтей / Богомолов A.M., Темянко М.Б., Хотынцева Л.И. и др.- Л.: Недра, 1984.-431с.

262. Углев В.В., Боголюбов В.М. Термический анализ асфальтенов нефтей и других битумоидов // Сборник научных трудов "Изучение состава и свойств компонентов нефти" под ред. Камьянова В.Ф.-Томск, 1983. СП 1-116.

263. Тароев В.К., Таусон В.Л., Суворова Л.Ф. Распределение железа между калиевым полевым шпатом и сосуществующими с ним фазами в системе ЗЮг-ААОз-РсгОз-КОН-НгО при температуре 500°С и давлении 100 МПа // ДАН. 1994. Т.337. №2. С.246-249.

264. Yusupova T. N., Romanova U. G., Petrova L . M. et al. Hydrophobization of Reservoir Rock in Bed Condition // 48th Annual Tech. Meet, of the Petroleum Soc. CIM, Calgary, Canada, 1997. Proceed. P.97-125.

265. Yusupova T.N., Ovchinnikov V.V., Romanova U.G. et. al. Calorimetric and Thermogravimetric Investigation of Tatarstan Oil-Containing Rocks // 7th Conf. of Calorimetry and Thermal Analysis. Zacopane, Poland, 1997. Abstract. P. 121.

266. Романов Г.В. Ибатуллин P.P., Юсупова Т.Н., Романова У.Г. Физико-химические проблемы повышения нефтеотдачи пластов // Российский химический журнал. 1999. T.XLIII. №3-4. С.72-81.

267. Юсупова Т.Н., Романов Г.В. Фазовые взаимодействия в продуктивных нефтяных пластах // Материалы IV Международной конференции "Химия нефти и газа". Томск, 2000. Т. 1 .С.42-45.

268. Горбачук B.B., Смирнов C.A., Соломонов Б.Н., Коновалов А.И. Влияние поляризуемости молекул растворенного вещества на свободную энергию сольватации//ЖОХ. 1990. №60. Т.6. С.1200-1209.

269. Словарь по геологии нефти и газа.-Л.: Недра, 1988.-679с.

270. Yusupova T.N., Ganeeva Yu.M., Blinov S.A. et al. Wettability Fonnation Features of the Productive Oil Beds // 6th Intem.Symp. on Evaluation of Reservoir Wettability and Its Effect on Oil Recovery, Socorro, New Mexico, USA, September 27-28, 2000.

271. Сургучов M.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1985. 308 с.

272. Bennion D.B., Thomas F.B. Formation Damage Due to Mineral Alteration and Wettability Changes During Hot Water and Steam Injection in Clay Bearing Sandstone Reservoirs // SPE Symp. on Formation Damage Control, Febr.26-27, 1992, Louisiana, USA.

273. Sahuquet B.C., Ferrier J. J., Steam-Drive Pilot in a Fractured Carbonated Reservoir: Lacq Supérieur Field // Journal of Petroleum Techology, Vol. 34, № P. 837-880, 1982.

274. Боксерман A.A., Бернштейн A.M., Дорохов Ю.О. Исследование термического воздействия на карбонатные породы // Нефтепромысловое дело. № 4. М. 1981, С. 2-4.

275. Марьенко Ю.И., Бегишева С.Ф., Егорова Л.И. Принципы изучения метологических измерений нефтеносных карбонатных пород при тепловом воздействии. // Сборник научых трудов «Пефтегазоносность карбонатных формаций». М., 1987. С. 81-91.

276. С. №1708024. Семкин В. П., Романов Г. В., Юсупова Т. Н. Способ исследования карбонатных пород при тепловых воздействиях.

277. Алемасов В.Е., Магсумов Т.М., Мусин М.К. и др. Применение парогазогенераторов для теплового воздействия на пласт. // Нефтяное хозяйств, М., 1989, №3,0.3 8-42.

278. Романов Г.В., Семкин В.И., Юсупова Т.Н. и др. Исследование закономерностей термического поведения кернов карбонатных коллекторов. // Рук. Деп. В ВИНИТИ. 19.01.87. № 323-В87.

279. Семкин В.И., Юсупова Т.Н., Лезина С.К. и др. Моделирование теплового воздействия на карбонатный пласт // Рук. Деп. В ИНИТИ 23.06.1988. № 4992-В88.

280. Семкин В. И., Юсупова Т. Н., Лезина С. К. и др. Исследование свойств породы при моделировании парогазового воздействия на карбонатный коллектор при умеренных температурах / Рук. деп. в ВИНИТИ 22.03.90. №1526-В90.

281. Курбский Т.П., Каюкова Т.Н., Юсупова Т.Н. и др. Влияние метода добычи на направления переработки тяжелой альчинской нефти // ХТТМ. 1992. №6. С.7-10.

282. Jacobson J. M., Gray M.N. Structural group analysis of changes in Peace River bitumen caused by thermal recovery //Fuel. 1987. V.66. P.753.

283. Goldberd I.S. Ascertaning toxic elements for environmental evaluation of metalliferous deposits of heavy oil and natural bitumens // 6th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands, Houston, Texas, Februaru 12-17, 1995. P. 170.

284. Вигдергаус M.C. Продукты термического воздействия на битуминозный пласт. Саратов: Изд-во Саратовского ун-та, 1986. 104с.

285. Кубарев Н.П. Применение паровоздушной смеси для циклической обработки призабойной зоны добывающих скважин на мордово-кармальской залежи битумов // Труды ТатНИНИнефть. Вып. 44. Бугульма, 1980.317

286. А С. №1770554 СССР. Дияшев Р.Н., Саттарова Ф.М., Богданов И.И. и др. Способ разработки нефтяной залежи с применением внутрипластового влажного горения // Б.И. 1992. №39.

287. Khan M.R., Albert С, Harrison J. Fundamentals of Rheological Properties of Heavy Oils and Heavy Oil Emulsions // Proceed., 6th UNITAR Intemat. Conf on Heavy Cmde and Tar Sands, Febr. 25-27, 1995, Houston, USA, Vol.2, p.561-564.

288. Rajinder Pal. Effects of Droplet Size and Droplet Size Distribution on the Rheology of Oil-in-Water Emulsions // Proceed., 7th UNITAR Intemat. Conf on Heavy Cmde and Tar Sands, Oct. 27-30, 1998, Beijing, China, Vol.2. P.543-552.

289. Woo R., Jackson C, Maini B.B. Rheology and Flow of Water-in-Oil Emulsions in Porous Media // Proceed., 6th UNITAR Intemat.Conf on Heavy Cmde and Tar Sands, Febr. 25-27, 1995, Houston, USA

290. Emo В., Tsang C, Saetre R., Tsang P. Compositionla and Viscosity Variations in Fluids Produced From the Husky Tangleflags Fireflood Project // 4th UNITAR/UNDP Conference, 1989, report # 74.318