Оценка коэффициента нефтегазонасыщенности в «низкоомных» терригенных коллекторах
Кузьмичев О.Б.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»)
В представленной работе приводится скорректированное с учетом удельной электрической проводимости (УЭП) двойного электрического слоя (ДЭС) уравнение Дахнова-Арчи для расчета коэффициента нефтегазонасыщенности «низкоомных» терригенных коллекторов. Разработана методика численной оценки УЭП ДЭС как функции УЭП пластовой воды и относительной глинистости терригенного коллектора с рассеянной глинистостью. На примере одного из месторождений Широтного Приобья Западной Сибири приводится расчет коэффициента нефтегазонасыщенности с учетом УЭП ДЭС. Показано, что учет влияния УЭП ДЭС позволяет выделять в разрезе нефтенасыщенные пласты, ранее пропускавшиеся как водонасыщенные. Разработанный алгоритм расчета коэффициента нефтегазонасыщенности с учетом УЭП ДЭС предполагается включить в корпоративный программный комплекс «РН-Петролог».
Введение
В практике обоснования коэффициента нефтегазонасыщенности для подсчета запасов нефти и газа нередки случаи отклонения от уравнения Дахнова-Арчи:
где Рп — параметр пористости, определяемый как отношение удельного электрического сопротивления (УЭС) породы, полностью насыщенной водой, к удельному электрическому сопротивлению воды; kп — коэффициент пористости; a и m — некоторые структурные константы, определяемые эмпирически, как правило, на коллекции образцов.
Отклонения от закона Дахнова-Арчи могут быть объяснены наличием в глинистых терригенных коллекторах с рассеянной глинистостью поверхностной проводимости, во много раз превышающей объемную проводимость [1].
Одной из причин понижения УЭС терригенных коллекторов может быть наличие высокого количества пирита в коллекторе и процессов его окисления, как было показано в работе М.Ю. Зубкова [2]. Процессы окисления приводят к увеличению количества свободных ионов, уменьшающих УЭС коллектора.
Присутствие в породе трехслойных глинистых минералов, содержащих межслоевые катионы гидрослюды (иллита), хлорита и монтмориллонита, также может приводить к снижению УЭС терригенных коллекторов, что отмечалось как зарубежными, так и отечественными исследователями [3–5].
Таким образом, причины низкоомности нефтегазосодержащих коллекторов могут быть различными в зависимости от условий осадконакопления и последующих вторичных геохимических преобразований, а также методик измерения (керн, ГИС), слабо коррелирующих с реальной пространственной геометрией напластования.
В нашей работе будет рассмотрено влияние поверхностной проводимости, обусловленной удельной электрической проводимостью (УЭП) двойного электрического слоя (ДЭС).
Отклонения от закона Дахнова-Арчи могут быть объяснены наличием в глинистых терригенных коллекторах с рассеянной глинистостью поверхностной проводимости, во много раз превышающей объемную проводимость [1].
Одной из причин понижения УЭС терригенных коллекторов может быть наличие высокого количества пирита в коллекторе и процессов его окисления, как было показано в работе М.Ю. Зубкова [2]. Процессы окисления приводят к увеличению количества свободных ионов, уменьшающих УЭС коллектора.
Присутствие в породе трехслойных глинистых минералов, содержащих межслоевые катионы гидрослюды (иллита), хлорита и монтмориллонита, также может приводить к снижению УЭС терригенных коллекторов, что отмечалось как зарубежными, так и отечественными исследователями [3–5].
Таким образом, причины низкоомности нефтегазосодержащих коллекторов могут быть различными в зависимости от условий осадконакопления и последующих вторичных геохимических преобразований, а также методик измерения (керн, ГИС), слабо коррелирующих с реальной пространственной геометрией напластования.
В нашей работе будет рассмотрено влияние поверхностной проводимости, обусловленной удельной электрической проводимостью (УЭП) двойного электрического слоя (ДЭС).
Теоретическое обоснование
Согласно Д.А. Фридрихсбергу [6], проведем следующий мысленный эксперимент. Допустим, что в раствор электролита (внутрипластовая вода), обладающего УЭС ρв, мы помещаем между двумя электродами пористую перегородку (образец керна), находящуюся в равновесии с тем же раствором. При этом в отсутствие поверхностной проводимости (при размерах капилляров, много больших толщины двойного электрического слоя) величина УЭС увеличится до ρвп вследствие замены части электролита непроводящим скелетом твердой фазы. Это изменение можно охарактеризовать параметром пористости, определяемым как [1]:
и показывающим, во сколько раз возрастает УЭС при замене раствора электролита капиллярной системой (образцом керна). В случае же высокодисперсной системы, к каковым относятся, например, глины, мелкозернистые песчаники или же песчаники с повышенным содержанием глинистой фракции в межзерновом пространстве, увеличение УЭС в Pп раз при такой замене будет сопровождаться уменьшением УЭС в α раз за счет поверхностной проводимости:
по Д.А. Фридрихсбергу, равный отношению фактической электропроводности к поверхностной электропроводности [6]; σв — удельная электрическая проводимость объемной фазы в капилляре; σсл — удельная электрическая проводимость (ДЭС) в капилляре (поверхностная проводимость). В петрофизике коэффициент эффективности α называется коэффициентом поверхностной проводимости [1].
В капиллярах горных пород, где ионы ДЭС составляют малую долю от всех ионов, содержащихся в поровом растворе, то есть при σсл << σв, коэффициент эффективности α → 1. С увеличением дисперсности горной породы и площади внутрипорового пространства (рост σсл), а также с разбавлением (уменьшением концентрации) раствора (уменьшением σв) доля избыточных ионов ДЭС в общем количестве подвижных ионов возрастает и α увеличивается, достигая во многих случаях весьма высоких значений (α > 10) [3]. Поэтому учет поверхностной проводимости особенно важен в области малых значений радиусов капилляров и малых минерализаций пластовой воды.
Перепишем (1) с учетом (3), определив параметр пористости через отношение проводимостей водонасыщенной породы к пластовой воде, тогда уравнение Дахнова-Арчи с учетом поверхностной проводимости будет иметь вид:
В капиллярах горных пород, где ионы ДЭС составляют малую долю от всех ионов, содержащихся в поровом растворе, то есть при σсл << σв, коэффициент эффективности α → 1. С увеличением дисперсности горной породы и площади внутрипорового пространства (рост σсл), а также с разбавлением (уменьшением концентрации) раствора (уменьшением σв) доля избыточных ионов ДЭС в общем количестве подвижных ионов возрастает и α увеличивается, достигая во многих случаях весьма высоких значений (α > 10) [3]. Поэтому учет поверхностной проводимости особенно важен в области малых значений радиусов капилляров и малых минерализаций пластовой воды.
Перепишем (1) с учетом (3), определив параметр пористости через отношение проводимостей водонасыщенной породы к пластовой воде, тогда уравнение Дахнова-Арчи с учетом поверхностной проводимости будет иметь вид:
где σв, ρв — удельная электрическая проводимость и сопротивление объемной фазы в капилляре соответственно; σсл, ρсл — удельная электрическая проводимость и сопротивление поверхностной фазы в капилляре (поверхностная проводимость) соответственно.
Поскольку Рп не зависит от концентрации пластовой воды Св, а α растет с уменьшением Св и увеличением дисперсности породы (уменьшением размера зерен и увеличением глинистости), то в разрезах скважин могут встречаться продуктивные пласты, в которых σвп может быть много больше σв за счет того, что σсл >> σв. То есть в этом случае замена раствора на равновесную с ним диафрагму (пористую перегородку) с непроводящим скелетом не только не увеличит, но уменьшит сопротивление системы (горной породы). Это парадоксальное явление, подробно исследованное в физической химии поверхностных явлений [7], получило название «капиллярной сверхпроводимости».
В конце 50-х — начале 60-х годов прошлого столетия Б.Ю. Вендельштейн предложил на основе электрокинетических исследований, проведенных отечественной школой электрохимиков (О.Н. Григоров, Д.А. Фридрихсберг) [7], модель глинистого коллектора с рассеянной глинистостью (рис. 1).
Поскольку Рп не зависит от концентрации пластовой воды Св, а α растет с уменьшением Св и увеличением дисперсности породы (уменьшением размера зерен и увеличением глинистости), то в разрезах скважин могут встречаться продуктивные пласты, в которых σвп может быть много больше σв за счет того, что σсл >> σв. То есть в этом случае замена раствора на равновесную с ним диафрагму (пористую перегородку) с непроводящим скелетом не только не увеличит, но уменьшит сопротивление системы (горной породы). Это парадоксальное явление, подробно исследованное в физической химии поверхностных явлений [7], получило название «капиллярной сверхпроводимости».
В конце 50-х — начале 60-х годов прошлого столетия Б.Ю. Вендельштейн предложил на основе электрокинетических исследований, проведенных отечественной школой электрохимиков (О.Н. Григоров, Д.А. Фридрихсберг) [7], модель глинистого коллектора с рассеянной глинистостью (рис. 1).
Рис. 1. Схема, поясняющая выражение для электропроводности капилляра горной породы при наличии на поверхности капилляра двойного электрического слоя (ДЭС) по Б.В. Вендельштейну [1]
Эта модель в дальнейшем совершенствовалась отечественными исследователями М.М. Элланским, Е.И. Леонтьевым, Б.Л. Александровым [8]. Следует отметить, что предложенная Б.Ю. Вендельштейном модель электропроводности глинистых терригенных пород, учитывающая диффузионно-адсорбционные и кинетические явления в поровом пространстве горной породы, была разработана раньше модели Ваксмана-Смитса [9] и модели «двойной воды» С. Клавье, Г. Коатса, Дж. Думануара [10].
По Б.Ю. Вендельштейну [1], удельная электропроводность цилиндрического канала:
По Б.Ю. Вендельштейну [1], удельная электропроводность цилиндрического канала:
где ξ — доля объема канала, занимаемого свободным раствором; σсл = σдэс — электропроводность ДЭС.
Коэффициент эффективности α по Д.А. Фридрихсбергу аналогичен коэффициенту поверхностной проводимости П, определяемому согласно Б.В. Вендельштейну следующим образом [1]:
Коэффициент эффективности α по Д.А. Фридрихсбергу аналогичен коэффициенту поверхностной проводимости П, определяемому согласно Б.В. Вендельштейну следующим образом [1]:
где σв — удельная электрическая проводимость объемной фазы в капилляре; σсл — удельная электрическая проводимость поверхностной фазы в капилляре (поверхностная проводимость).
Поправка к уравнению Дахнова-Арчи в формуле (4) и поправка по Б.В. Вендельштейну (5) отличаются только наличием в поправке П величины ξ, представляющей собой долю объема канала, занимаемого свободным раствором, и величины (1 – ξ), которая должна представлять собой толщину диффузного слоя ДЭС. Определение величины ξ является достаточно сложной задачей, и, как показывают расчеты на фактических скважинных материалах, в первом приближении ей можно пренебречь и вводить поправку по формуле (4). Предложенный подход к оценке поверхностной проводимости близок методическим рекомендациям
Д.А. Шапиро, изложенным в монографии [11].
Поправка к уравнению Дахнова-Арчи в формуле (4) и поправка по Б.В. Вендельштейну (5) отличаются только наличием в поправке П величины ξ, представляющей собой долю объема канала, занимаемого свободным раствором, и величины (1 – ξ), которая должна представлять собой толщину диффузного слоя ДЭС. Определение величины ξ является достаточно сложной задачей, и, как показывают расчеты на фактических скважинных материалах, в первом приближении ей можно пренебречь и вводить поправку по формуле (4). Предложенный подход к оценке поверхностной проводимости близок методическим рекомендациям
Д.А. Шапиро, изложенным в монографии [11].
Все остальные трещины были отнесены к тектоническим (рис. 4).
Анализ влияния поправки и методика ее расчет
Характер влияния глинистости на удельное сопротивление породы зависит от соотношения удельных сопротивлений двойного ионного слоя ρсл и пластовой воды ρв. Двойной слой образуется на активной (в том числе глинистой) поверхности порового пространства и обеспечивает электропроводность адсорбированной воды.
Если σв >> σсл, то α → 1. Если же σв << σсл, то поправка α может быть значительной и ее необходимо учитывать. Величина удельного сопротивления двойного электрического слоя не зависит от минералогического состава и количества глинистого материала, но зависит от его структуры.
На рисунке 2 приведена зависимость УЭС двойного слоя от УЭС пластовой воды [8], построенная по данным измерений на образцах коллекции Ваксмана-Смитса [9].
Если σв >> σсл, то α → 1. Если же σв << σсл, то поправка α может быть значительной и ее необходимо учитывать. Величина удельного сопротивления двойного электрического слоя не зависит от минералогического состава и количества глинистого материала, но зависит от его структуры.
На рисунке 2 приведена зависимость УЭС двойного слоя от УЭС пластовой воды [8], построенная по данным измерений на образцах коллекции Ваксмана-Смитса [9].
Рис. 2. Зависимость удельного электрического сопротивления двойного слоя от УЭС пластовой воды [8]. Шифр кривых — относительная глинистость β0, определяемая как β0 = (Кгл×Kп.гл)/Кп
Удельное электрическое сопротивление двойного слоя ρсл, как функции от УЭС пластовой воды ρв и относительной глинистости β0, хорошо аппроксимируется формулой следующего вида [8]:
Поправка за температуру для УЭС двойного слоя вводится так же, как для УЭС пластовой воды [9]:
где ρсл(t1) — величина УЭС двойного слоя при температуре t1, t2 — температура, при которой нужно оценить УЭС двойного слоя ρсл(t2). Величина УЭС двойного слоя, равная 0,22 (Ом·м), получена при температуре 18 °С.
Относительная глинистость β0 = (Кгл×Kп.гл)/Кп может быть рассчитана различными способами по данным лабораторных исследований керна [12] и по данным промысловой геофизики. Коэффициент объемной глинистости Кгл может быть получен по данным гамма-каротажа. Коэффициент пористости глин Kп.гл и коэффициент пористости коллектора Кп может быть получен по данным нейтрон-нейтронного каротажа. В нашей работе для определения величин, входящих в расчет относительной глинистости β0, была использована интерпретация данных каротажа самопроизвольной поляризации по методике, изложенной в работах [13, 14], и лабораторных исследований керна верхних юрских отложений месторождений Западной Сибири.
Для определения относительной глинистости β0 была построена зависимость КГЛ = f(Епс) с использованием данных исследования керна юрских отложений месторождений Западной Сибири (рис. 3).
Относительная глинистость β0 = (Кгл×Kп.гл)/Кп может быть рассчитана различными способами по данным лабораторных исследований керна [12] и по данным промысловой геофизики. Коэффициент объемной глинистости Кгл может быть получен по данным гамма-каротажа. Коэффициент пористости глин Kп.гл и коэффициент пористости коллектора Кп может быть получен по данным нейтрон-нейтронного каротажа. В нашей работе для определения величин, входящих в расчет относительной глинистости β0, была использована интерпретация данных каротажа самопроизвольной поляризации по методике, изложенной в работах [13, 14], и лабораторных исследований керна верхних юрских отложений месторождений Западной Сибири.
Для определения относительной глинистости β0 была построена зависимость КГЛ = f(Епс) с использованием данных исследования керна юрских отложений месторождений Западной Сибири (рис. 3).
Рис. 3. Среднестатистическая зависимость Кгл = f(Епс) для пород юрских отложений Западной Сибири
Здесь и далее в функциональных зависимостях используется статический потенциал Епс, рассчитываемый по методике комплексной интерпретации метода самопроизвольной поляризации и скважинной электрометрии [13, 14].
Установленная зависимость Кгл = f(Епс) характеризуется высокой «теснотой» связи (R = 0,97). Уравнение данной зависимости можно рекомендовать в качестве «среднестатистической» зависимости для пород юрских отложений Западной Сибири.
Для определения коэффициента пористости глин Кп.гл и коэффициента пористости коллектора Кп может быть использована зависимость «керн–ГИС» КП = f(Епс), представленная на рисунке 4. Значению Кп.гл соответствуют значения пористости ниже граничных. В нашем случае принято
значение Кп.гл = 10,5 %.
Установленная зависимость Кгл = f(Епс) характеризуется высокой «теснотой» связи (R = 0,97). Уравнение данной зависимости можно рекомендовать в качестве «среднестатистической» зависимости для пород юрских отложений Западной Сибири.
Для определения коэффициента пористости глин Кп.гл и коэффициента пористости коллектора Кп может быть использована зависимость «керн–ГИС» КП = f(Епс), представленная на рисунке 4. Значению Кп.гл соответствуют значения пористости ниже граничных. В нашем случае принято
значение Кп.гл = 10,5 %.
Рис. 4. График зависимости Кп = f(Епс) для пласта ЮВ1
Практическое приложение
С учетом удельного электрического сопротивления двойного слоя, согласно формуле (4), была введена поправка в уравнение Дахнова-Арчи Рп = 0,847Кп-1,909 для юрских низкоомных пластов одного из месторождений Широтного Приобья Западной Сибири и рассчитано значение коэффициента нефтенасыщенности Кн для ряда скважин этого месторождения (табл. 1).
Табл. 1. Результаты расчета коэффициента нефтенасыщенности КН по формулам Дахнова-Арчи и с учетом УЭС ДЭС ряда скважин месторождения Широтного Приобья Западной Сибири
Граничное значение коэффициента нефтегазонасыщенности в верхнеюрских пластах рассматриваемого региона по данным ОФП равнялось 45 % [15]. Температура пласта ЮВ1 равна 85 °С, УЭС пластовой воды ρв = 0,065 Ом·м.
Окончательная формула для расчета коэффициента нефтенасыщенности без учета поверхностной проводимости имеет вид:
Окончательная формула для расчета коэффициента нефтенасыщенности без учета поверхностной проводимости имеет вид:
Для расчета коэффициента нефтенасыщенности с учетом влияния поверхностной проводимости использовалась формула следующего вида:
Анализ результатов показал, что учет удельного электрического сопротивления двойного слоя в уравнении Дахнова-Арчи позволяет получать коэффициенты нефтенасыщенности при низком значении удельного электрического сопротивления коллектора, который без введения поправки интерпретируется как водонасыщенный.
Получено скорректированное с учетом удельной электрической проводимости (УЭП) двойного электрического слоя (ДЭС) уравнение Дахнова-Арчи для расчета коэффициента нефтегазонасыщенности «низкоомных» терригенных коллекторов. Разработана методика численной оценки удельной электрической проводимости (УЭП) двойного электрического слоя (ДЭС) как функции УЭП пластовой воды и относительной глинистости терригенного коллектора с рассеянной глинистостью. На основе среднестатистической зависимости коэффициента объемной глинистости от статического потенциала самопроизвольной поляризации для пород юрских отложений месторождений Широтного Приобья и Урайской нефтегазоносной провинции Западной Сибири и зависимости коэффициента пористости от статического потенциала самопроизвольной поляризации для юрского пласта с учетом граничных значений получены значения коэффициентов общей глинистости, пористости коллектора и глин для расчета коэффициента относительной глинистости. На примере одного из месторождений Широтного Приобья Западной Сибири показана эффективность расчета коэффициента нефтегазонасыщенности с учетом УЭП ДЭС.
Возникающие отклонения от закона Дахнова-Арчи могут быть объяснены наличием в горной породе поверхностной проводимости, обусловленной наличием УЭП ДЭС и во много раз превышающей объемную УЭП. На основе анализа данных электрокинетических явлений обоснована поправка на поверхностную электрическую проводимость в уравнении Дахнова-Арчи для расчета коэффициента нефтегазонасыщенности глинистых терригенных коллекторов с рассеянной глинистостью. На примере одного из месторождений Широтного Приобья Западной Сибири приведен расчет коэффициента нефтегазонасыщенности с учетом УЭП ДЭС. Показано, что учет влияния УЭП ДЭС позволяет выделять в разрезе нефтенасыщенные пласты, ранее пропускавшиеся как водонасыщенные. Разработанный алгоритм расчета коэффициента нефтегазонасыщенности с учетом УЭП ДЭС предполагается включить в корпоративный программный комплекс «РН-Петролог».
1. Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. М.: Недра, 1966. 206 с.
2. Зубков М.Ю. Влияние наличия проводников и процессов окисления пирита на электрические свойства пласта Ю1 (Западная Сибирь) // Горные ведомости. 2017. № 5. С. 16–36.
3. Pirson S.J. Elements of oil reservoir engineering. New York: McGraw-Hill Book Company Inc., 1950, 441 p. (In Eng).
4. Грим Р.Э. Минералогия и практическое использование глин. М.: Мир, 1967.
512 с.
5. Мельник И.А. Выявление нефтегазонасыщенных низкоомных коллекторов на основе определения геохимических показателей по данным ГИС. Диссертация. Томск: 2014. 253 с.
6. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. СПб: Химия, 1995. 400 с.
7. Григоров О.Н., Козьмина З.П., Маркович А.В., Фридрихсберг Д.А. Электрокинетические свойства капиллярных систем. М.-Л.: АН СССР, 1956. 352 с.
8. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие). М.: ГЕРС, 2001. 229 с.
9. Waxman M.N., Smits L.J.M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sands. Society of Petroleum Engineers Journal, 1698, Vol. 8, issue 2, P. 107–122. (In Eng).
10. Clavier C., Coates G., Dumanoir J. Theoretical and experimental bases for the dual-water model for interpretation of shaly sands. Society of Petroleum Engineers Journal, 1698, Vol. 24, issue 2, P. 153–168. (In Eng).
11. Шапиро Д.А. Физико-химические явления в горных породах и их использование в нефтепромысловой геофизике. М.: Недра, 1977. 191 с.
12. Шульга Р.С., Жижимонтов И.В., Гильманов Я.И., В.М. Яценко. Определение проводимости глинистой составляющей при измерении удельного электрического сопротивления образцов керна и учет емкости катионного обмена при интерпретации результатов геофизических исследований скважин. Нефтяное хозяйство. 2024. № 3. С. 8–14.
13. Кузьмичев О.Б. Исследование естественных электрических полей в нефтегазоразведочных скважинах (теория, аппаратура, методика, скважинные испытания). СПб: Недра, 2006. 252 с.
14. Кузьмичев О.Б., Астафьев А.А. Методика обоснования подсчетных параметров сложно построенных терригенных коллекторов Западной Сибири, в том числе с ТРИЗ, по данным исследования керна и ГИС // Нефтегазовое дело. 2023. Т. 21. № 4. С. 86–98.
15. Мельников В.Н., Вахрушев В.В., Москвитин С.А. Влияние значений геолого-физических параметров на прогнозирование показателей разработки нефтяных залежей // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли. 2019. С. 130–137.
2. Зубков М.Ю. Влияние наличия проводников и процессов окисления пирита на электрические свойства пласта Ю1 (Западная Сибирь) // Горные ведомости. 2017. № 5. С. 16–36.
3. Pirson S.J. Elements of oil reservoir engineering. New York: McGraw-Hill Book Company Inc., 1950, 441 p. (In Eng).
4. Грим Р.Э. Минералогия и практическое использование глин. М.: Мир, 1967.
512 с.
5. Мельник И.А. Выявление нефтегазонасыщенных низкоомных коллекторов на основе определения геохимических показателей по данным ГИС. Диссертация. Томск: 2014. 253 с.
6. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. СПб: Химия, 1995. 400 с.
7. Григоров О.Н., Козьмина З.П., Маркович А.В., Фридрихсберг Д.А. Электрокинетические свойства капиллярных систем. М.-Л.: АН СССР, 1956. 352 с.
8. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (методическое пособие). М.: ГЕРС, 2001. 229 с.
9. Waxman M.N., Smits L.J.M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sands. Society of Petroleum Engineers Journal, 1698, Vol. 8, issue 2, P. 107–122. (In Eng).
10. Clavier C., Coates G., Dumanoir J. Theoretical and experimental bases for the dual-water model for interpretation of shaly sands. Society of Petroleum Engineers Journal, 1698, Vol. 24, issue 2, P. 153–168. (In Eng).
11. Шапиро Д.А. Физико-химические явления в горных породах и их использование в нефтепромысловой геофизике. М.: Недра, 1977. 191 с.
12. Шульга Р.С., Жижимонтов И.В., Гильманов Я.И., В.М. Яценко. Определение проводимости глинистой составляющей при измерении удельного электрического сопротивления образцов керна и учет емкости катионного обмена при интерпретации результатов геофизических исследований скважин. Нефтяное хозяйство. 2024. № 3. С. 8–14.
13. Кузьмичев О.Б. Исследование естественных электрических полей в нефтегазоразведочных скважинах (теория, аппаратура, методика, скважинные испытания). СПб: Недра, 2006. 252 с.
14. Кузьмичев О.Б., Астафьев А.А. Методика обоснования подсчетных параметров сложно построенных терригенных коллекторов Западной Сибири, в том числе с ТРИЗ, по данным исследования керна и ГИС // Нефтегазовое дело. 2023. Т. 21. № 4. С. 86–98.
15. Мельников В.Н., Вахрушев В.В., Москвитин С.А. Влияние значений геолого-физических параметров на прогнозирование показателей разработки нефтяных залежей // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли. 2019. С. 130–137.
Кузьмичев О.Б.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
kuzmichevob@bnipi.rosneft.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
kuzmichevob@bnipi.rosneft.ru
Геолого-промысловые характеристики месторождений юрских нефтегазоносных комплексов Западной Сибири: фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, их относительные фазовые проницаемости; статистический анализ связи петрофизических параметров коллекторов. Методы анализа физики поверхностных явлений и коллоидной химии.
«низкоомные» коллекторы, уравнение Дахнова-Арчи, коэффициент нефтегазонасыщенности, удельная электрическая проводимость (УЭП), удельное электрическое сопротивление (УЭС), двойной электрический слой (ДЭС), поверхностная проводимость, явление «капиллярной сверхпроводимости»
Кузьмичев О.Б. К вопросу об оценке коэффициента нефтегазонасыщенности в «низкоомных» терригенных коллекторах с учетом явления «капиллярной сверхпроводимости» // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 8. C. 54–59. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-54-59
13.11.2024
УДК 552.578.2
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-54-59
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-8-54-59
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88