автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование метода определения остаточной нефтенасыщенности пластов по керну для оценки коэффициентов вытеснения нефти водой

РГ6 од

На правах рукописи

ЗАЙНУТДИНОВ РОБЕРТ СУЛТАНОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТОВ ПО КЕРНУ ДЛЯ ОЦЕНКИ КОЭФФИЦИЕНТОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-1998

Работа выполнена в Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефти (Башнипинефть) - филиале АНК "Башнефть".

Научный руководитель доктор геолого-минералогических

наук, профессор Токарев М.А. (УГНТУ)

Научный консультант кандидат технических наук,

доцент

Коробов К..Я.(Башнипинефть)

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Орлинский Б.М. (УГНТУ)

кандидат технических наук, с.н.с. Гафуров О.Г. (Башнипинефть)

Ведущее предприятие: АО НПФ "Геофизика"

Защита состоится 24 июня 1998 г. в 15— часов на заседании диссертационного Совета Д 063.09.02 в УГНТУ по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ. Автореферат разослан 22 мая 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор физико-математические профессор

.Бахтизин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Промышленной разработке каждого нефтяного месторождения предшествует технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения нефти (КИН) продуктивных пластов, на основании которого решается вопрос о рентабельности его разработки. Для этого, в первую очередь, необходимы данные о физико-геологических свойствах пласта и насыщающих его флюидов. К важнейшим из них относятся данные об остаточной нефтенасыщенности и получаемых на их основе коэффициентах вытеснения нефти водой, позволяющие оценить извлекаемые запасы.

Данные об этих параметрах могут бьггь получены по результатам лабораторных исследований керна, промытого при заводнении либо фильтратом бурового раствора при отборе керна, методом лабораторного вытеснения на моделях пласта, а также промысловыми геофизическими методами. В диссертационной работе рассматриваются вопросы, связанные с определением остаточной нефтенасыщенности промытого водным фильтратом керна, так называемым, методом сушки.

Поскольку в настоящее время наиболее рациональной остается разработка месторождений с помощью искусственного поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт, а доля добываемой этим способом нефти в России составляет более 90%, то очевидно, что вопрос совершенствования методов определения остаточной нефтенасыщенности заводняемых пластов и оценки на этой основе коэффициентов вытеснения является актуальной задачей.

Цель работы. Совершенствование лабораторного определения остаточной нефтенасыщенности промытого фильтратом керна методом сушки путем установления корреляционной связи коэффициентов сушки с плотностью

поверхностной (дегазированной) нефти для оценки коэффициентов вытеснения нефти водой. Основные задачи исследований.

1. Нахождение корреляционных связей, позволяющих экс-прессно и с высокой достоверностью определять остаточную нефтенасыщенность пластов по керну методом сушки.

2. Разработка методики оценки остаточной нефтенасы-щенности самопроизвольно дезагрегированных в процессе отбора песчаников (песков).

3. Апробирование и внедрение модифицированного косвенного метода испарения для определения остаточной водонасыщенности пород-коллекторов по керну.

4. Оценка коэффициентов вытеснения нефти водой по данным об остаточной нефтеводонасыщенности керна. Научная новизна.

1. Установлено, что коэффициенты сушки нефтей находятся в корреляционной связи с плотностью поверхностной (дегазированной) нефти.

2. Разработана методика оценки остаточной нефтенасы-щенности и пористости дезагрегированных песчаников (песков).

3. Показана возможность применения усовершенствованного метода сушки для определения остаточной нефте-насыщенности полимиктовых песчаников Западной Сибири.

Защищаемые положения.

1. Корреляционная связь между коэффициентом сушки нефтей и плотностью поверхностной (дегазированной) нефти, установленная по данным около 250 опытов на образцах керна продуктивных отложений Башкортостана и Западной Сибири.

2. Корреляционная связь между пористостью и отношением массы остатка выветрившейся нефти в образце (навеске песка) к массе сухого отэкстрагированного образца, позволяющая оценить пористость и остаточную нефтенасыщенность дезагрегированных песчаников.

3. Достоверность полученных усовершенствованным методом сушки данных об остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов, сопоставимых с результатами стандартного метода лабораторного вытеснения и экстрак-ционно-дистилляционного метода.

4. Достоверность данных об остаточной водонасыщенно-сти пород-коллекторов, полученных модифицированным методом испарения и сопоставимых с данными прямого метода отгонки.

Практическая ценность.

1. Усовершенствован метод определения остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов по промытому фильтратом бурового раствора керну, что позволяет без проведения опытов по сушке нефтей экспрессно определять указанный параметр на любой стадии разведки или эксплуатации месторождений.

2. Получены данные о пористости и остаточной нефтенасыщенности по дезагрегированным песчаникам (пескам) нижнего карбона Арланского месторождения и Буйской площади, близкие по значениям с указанными параметрами сцементированных образцов.

3. Разработан стандарт объединения СТО 03-37-92 "Породы горные. Лабораторное определение остаточной нефтенасыщенности пород по керну методом сушки".

4. Получены данные об остаточной нефтенасыщенности и коэффициентах вытеснения нефти водой без проведения опытов по вытеснению.

Реализация работы. Выданы данные об остаточной нефте- и водонасыщенности пород-коллекторов и на их основе получены зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от пористости и проницаемости по объектам разработки Башкортостана и Западной Сибири для использования при ТЭО КИН, проектировании и анализе разработки месторождений.

В 1992 году внедрен стандарт объединения СТО 03-3792, который является одним из руководящих документов при исследовании фильтрационно-емкостных свойств по-

род-коллекторов в Башнипинефти и ЦНИПРах подразделений АНК Башнефть.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: III Всесоюзном семинаре "Современные проблемы теории фильтрации" (г.Москва, 1989г.), Технико-экономическом Совете АНК Башнефть (г.Уфа, 1992), Республиканской конференции "Проблемы разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами" (г.Уфа, 1997г.), Технико-экономических Советах НГДУ и Ученом Совете Башнипинефть при защите отчетов о НИР.

Публикации.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 7 печатных работах.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций. Содержит 162 страницы машинописного текста, 24 таблицы, 33 рисунка, список литературы из 106 наименований и приложений.

В основу диссертации положены результаты лабораторных исследований по определению остаточной нефтена-сыщенности и оценке коэффициентов вытеснения нефти водой по данным исследования керна, полученные под руководством или при непосредственном участии автора за период с 1983 по 1997 год в лаборатории исследования коллекторских свойств пласта Башнипинефть. При анализе и обобщении данных об остаточной нефтенасыщенности использованы также материалы предыдущих исследований, полученных в той же лаборатории под руководством В.М.Березина, К.Я.Коробова и В.И.Шутихина. Выполнено обобщение данных об остаточной нефтенасыщенности по более, чем 15 тыс. образцам керна терригенных и 7 тыс. образцам карбонатных отложений Башкортостана.

Автор выражает глубокую благодарность д.г.-м.н. М.А.Токареву и к.т.н. К.Я.Коробову за научное руководство и консультации при выполнении работы. Выражает искреннюю признательность к.г.-м.н. В.М.Березину, к.т.н.

B.И.Шутихину, к.т.н. Д.М.Шейх-Али и к.т.н. В.Г. Пантелееву за помощь и ценные советы при разработке темы и подготовке диссертации, а также всем своим коллегам -сотрудникам лаборатории "Исследования коллекторских свойств пласта", принимавшим участие в выполнении лабораторных работ и опытов.

Во введении обоснована актуальность проблемы совершенствования лабораторного определения остаточной неф-тенасыщенности заводняемых пластов по керну и оценки на основе этого параметра коэффициентов вытеснения нефти водой.

В первой главе дан краткий анализ результатов лабораторных определений остаточной нефтенасыщенности керна месторождений Башкортостана, выполненных предыдущими исследователями. Рассмотрены лабораторные методы определения остаточной нефтенасыщенности, а также механизм формирования и потери остаточной нефти в керне.

Идея оценки нефтеотдачи пластов при вытеснении нефти водой по данным об остаточной нефтенасыщенности керна, промытого фильтратом глинистого раствора при его отборе, была высказана еще в 1930 году Танасевичем М. и Лисицыным П. В последующем эта идея получила развитие в работах Маскета М., Трофимука A.A., Котяхова Ф.И., Глумова И.Ф. и Березина В.М.

Вопросами определения остаточной нефтенасыщенности и коэффициентов вытеснения продуктивных пластов по керну в различных регионах нашей страны занимались также Азаматов В.И., Гиматудинов Ш.К., Гороян В.И., Закс

C.Л., Зейгман Ю.В., Касов A.C., Ковалев А.Г., Колганов В.И., Малинин В.Ф., Митрофанов В.П., Орлов Л.И., Пантелеев В.Г., Пияков Г.Н., Пих H.A., Потапов В.М., Сонич В.П., Сургучев МЛ, Тульбович Б.И., Черемисин H.A., Юдинцев Е.А. и др.

Одними из первых провели исследования остаточной нефтенасыщенности промытого фильтратом керна песчаников девона и нижнего карбона Башкортостана Глумов

И.Ф. и Березин В.М., которые независимо друг от друга установили, что остаточная нефтенасыщенность изменяется в достаточно широком диапазоне, но группируется по своим значениям в статистические совокупности с достаточно устойчивыми средними значениями. При этом все исследованные совокупности распределяются по нормальному закону распределения или близки к нему, что свидетельствует о большом количестве случайным образом воздействующих факторов, причем ни один из них не оказывает главенствующего влияния на формирование остаточной нефтенасыщенности. Какой-либо связи остаточной нефтенасыщенности с коллекторскими свойствами этими исследователями не установлено.

В разделе дается краткий обзор и критика основных прямых и косвенных лабораторных методов определения остаточной нефтенасыщенности. Отмечается, что основным из них является прямой экстракционно-дистилляционный метод отгонки, а данные других методов требуют сопоставления с данными метода отгонки и внесения, при необходимости, соответствующих поправочных коэффициентов. Однако метод отгонки требует герметизации керна способом парафинирования в круглосуточном режиме в малоприспособленных условиях буровой, а также достаточно высокой квалификации и опыта исполнителя. При этом обычно герметизируется лишь часть керна, а информация о нефтенасыщенности по остальному керну пропадает.

Отмечается, что при режиме вытеснения нефти водой остаточная нефтенасыщенность пласта формируется как за счет физико-химических, так и геолого-технических причин. В настоящей работе изучается остаточная нефтенасыщенность, сформировавшаяся в керне, в основном, за счет влияния физических причин при его отборе на глинистом растворе.

Показано, что при отборе керна колонковым долотом из нефтяных зон в результате промывки его водным фильтратом глинистого раствора происходит формирование оста-

точной нефтенасыщенности, сопоставимой по величине с данными, полученными по керну из промытых заводнением зон.

Потери нефти из керна в процессе подъема на дневную поверхность в результате разгазирования незначительны, особенно в центральной его части, откуда выбуриваются цилиндрические образцы для исследования. Более значительны потери нефти за счет испарения легких фракций с момента отбора керна до начала экстракции изготовленных из него образцов в лаборатории.

В конце 60-х годов под руководством В.М.Березина был разработан и внедрен метод определения остаточной нефтенасыщенности по промытому фильтратом керну без его герметизации, получивший название метода сушки. Суть метода заключается в определении поправочных коэффициентов или, так называемых, коэффициентов сушки нефти, учитывающих потери нефти в керне с момента его отбора до начала экстракции.

Вторая глава посвящена определению остаточной нефтенасыщенности керна методом сушки, совершенствованию метода и оценке погрешностей определения исследуемого параметра.

Метод сушки основан на идентификации процессов выветривания (сушки) пробы поверхностной нефти, нанесенной на сухой отэкстрагированный образец, и выветривания нефти из образца керна, промытого водным фильтратом при отборе.

Коэффициенты сушки нефтей определяются путем постановки опытов. При этом отэкстрагированный образец керна пропитывается поверхностной (дегазированной) нефтью, отобранной из той же скважины, что и керн, или соседних скважин. Пропитанный нефтью образец выветривается при комнатной температуре и периодически взвешивается. Коэффициент сушки определяется отношением начальной массы пробы нефти в образце к ее массе на момент взвешивания и он всегда больше единицы. Расчетное значение коэффициента сушки для башкирских нефтей

обычно принимается через два месяца, а для сибирских -через три и более месяцев, когда заканчивается испарение легких и начинается испарение более тяжелых фракций и интенсивность выветривания (потеря массы) резко снижается. Это значение используется для расчета остаточной нефтенасыщенности поступившего на исследование керна.

Коэффициенты сушки нефтей получены по данным около 200 опытов для 31 объекта разработки месторождений Башкортостана и по данным более 50 опытов для 10 объектов месторождений Западной Сибири, входивших в 80-е годы в ведение АНК Башнефть. Более половины опытов по башкирским и все опыты по сибирским нефтям выполнены под руководством или при непосредственном участии автора диссертации.

Определение остаточной нефтенасыщенности керна методом сушки реализуется непосредственно в процессе нахождения таких стандартных параметров, как пористость и проницаемость. При этом необходимо лишь взвесить образцы до и после экстракции. Это обстоятельство, наряду с возможностью определения остаточной нефтенасыщенности без герметизации керна на буровой, указывает на очевидные достоинства метода сушки.

Однако лабораторное определение коэффициента сушки нефтей требует достаточно больших затрат времени, что затрудняет оперативное использование метода сушки в рассмотренном виде в условиях, когда в регионе количество ежегодно вводимых в разработку средних и мелких залежей нефти исчисляется десятками.

Анализ и обобщение результатов определения коэффициента сушки нефтей, полученных автором диссертации за последние 14 лет, а также данных опытов, выполненных в Башнипинефти в предыдущие годы, позволили установить, что коэффициенты сушки (и коэффициенты перевода, с которыми они связаны математически) находятся в корреляционной зависимости от плотности поверхностной дегазированной нефти.

■ По результатам опытных данных методом наименьших квадратов получены уравнения корреляционной связи для терригенных и карбонатных отложений Башкортостана и полимиктовых песчаников Когалымского района Западной Сибири. Эти зависимости (и соответствующие им графики) позволяют экспрессно определять коэффициенты сушки и перевода, затем остаточную нефтенасыщенность, а на ее основе оценивать коэффициенты вытеснения при оперативном подсчете запасов и ТЭО КИН разведочных площадей и месторождений нефти.

Для определения остаточной нефтенасыщенности (а„) вначале находится коэффициент перевода массы остатка нефти (Мост) в образце керна в объем нефти при пластовых условиях (Ун) как отношение произведения коэффициента сушки (ТУ) на объемный коэффициент нефти (в) к плотности поверхностной дегазированной нефти (удег). Остаточная нефтенасыщенность определяется отношением объема нефти в пластовых условиях к объему пор образца (У„). В общем виде расчетная формула имеет вид:

На относительную погрешность определения остаточной нефтенасыщенности образцов керна методом сушки наиболее существенное влияние оказывают погрешности определения средних значений объемного коэффициента и плотности дегазированной нефти. При числе лабораторных определений этих параметров от 10 до 5 относительная погрешность определения остаточной нефтенасыщенности соответственно составляет от 3,8 до 6,1%, что соизмеримо с погрешностью определения других параметров, характеризующих коллекторские свойства продуктивных пород (пористость, проницаемость, водонасыщенность).

В третьей главе дано сопоставление результатов определения остаточной нефтенасыщенности керна методом сушки с данными прямого экстракционно-дистилляцион-

ного метода и стандартного метода лабораторного вытеснения; изложена методика оценки остаточной нефтенасы-щенности самопроизвольно дезагрегированных песчаников (песков); приведены результаты анализа и обобщения данных лабораторного определения остаточной нефтенасы-щенности керна методом сушки по некоторым месторождениям Башкортостана и Западной Сибири; рассмотрены некоторые закономерности изменения остаточной нефтенасыщенности пластов.

Автором диссертационной работы выполнен сравнительный анализ результатов определения остаточной нефтенасыщенности песчаников девона Туймазинского и нижнего карбона Арланского месторождений, полученных при его непосредственном участии методом сушки и прямым методом по керну оценочных скважин 2301 и 3305, пробуренных в 1991-92г.г. Среднее значение остаточной нефтенасыщенности керна скв.2301 Туймазинского месторождения, полученное прямым методом, составило 18,2%, методом сушки 17,9%, а по керну скв.3305 Арланского месторождения - соответственно 27,0% и 28,4%.

Сопоставление данных, полученных методом сушки и лабораторного вытеснения по 18 объектам Башкортостана и Западной Сибири также показало близость результатов указанных методов определения остаточной нефтенасыщенности, а, следовательно, и достаточно высокую достоверность метода сушки.

Самопроизвольное разрушение (дезагрегирование) песчаников при их отборе колонковым долотом особенно характерно для промытых заводнением зон песчаников нижнего карбона Арланского месторождения. Выполненный автором анализ лабораторных данных, накопленных по сцементированным образцам керна из указанных отложений показал, что между отношением массы остатка выветрившейся нефти (М<,ст.н) к массе сухого отэкстрагированного образца (Мсух) и пористостью образца (т) имеется определенная корреляционная зависимость.

По данным случайной выборки из 66 образцов керна песчаников нижнего карбона, отобранных из различных скважин Арланского месторождения, методом наименьших квадратов получено уравнение регрессии вида:

^^ = -0,0234+ 0,0019/77. (2)

Зависимость (2) или соответствующий ей график позволяют определять пористость по данным о массе сухой проэкстрагированной навески песка и по массе остатка нефти в ней. Далее рассчитывается объем скелета песчаника по известным массе сухого отэкстрагированного образца и минералогической плотности. По известным пористости и объему скелета определяется объем пор, соответствующий навеске песка в сцементированном виде, т.е. до самопроизвольного разрушения породы. Нахождение остаточной нефтенасыщенности дезагрегированного образца по установленным параметрам несложно.

Изложенная методика была апробирована в 1992 и 1996гг. при исследовании дезагрегированных песчаников нижнего карбона, отобранных из скв. 831 Арланского месторождения и скв. 8655, 8674, 8682 и 9410 Буйской площади. Полученные средние значения остаточной нефтенасыщенности (соответственно 30,4% и 29,3%) оказались очень близки с данными, полученными по 1508 определениям на сцементированных образцах из указанных отложений Арланского месторождения (29,3%).

Общее число определений остаточной нефтенасыщенности керна месторождений РБ составило более 15 тысяч по терригенным и более 7 тысяч по карбонатным отложениям. В работе приведены полученные в результате статистической обработки средние значения по 58 объектам разработки терригенных и карбонатных отложений.

Отличие средних значений остаточной нефтенасыщенности по отложениям обусловлено, главным образом, различной вязкостью нефтей в пластовых условиях. В

\

13

пределах одних и тех же отложений остаточная нефтена-сыщенность также изменяется в достаточно широком диапазоне, от 4 до 40 и более процентов. Однако это изменение никак не коррелируется с коллекторскими свойствами породы. Распределения остаточной нефтенасыщен-ности в подавляющем большинстве случаев описываются нормальным законом распределения, что указывает на наличие множества факторов, влияющих на формирование этого параметра. Чем больше число определений остаточной нефтенасыщенности, тем более однородным является распределение и более устойчивым среднее значение.

Возможными причинами отклонения от нормального закона распределения могут быть наличие керна из переходных зон и зон с окисленной нефтью, а также случаи, когда отобранный керн не является представительным для исследуемого объекта (например, когда часть керна песчаных пород с лучшими коллекторскими свойствами не выносится в результате разрушения). Приведены примеры гистограмм и функций распределения остаточной нефтенасыщенности песчаников девона Кушкульского и нижнего карбона Илишевского, известняков турнейского яруса Бу-зовьязовского и каширского горизонта Арланского месторождений Башкортостана, а также полимиктовых песчаников пласта БВ8 Повховского месторождения Западной Сибири.

В четвертой главе излагается методика нахождения зависимостей коэффициента вытеснения нефти водой от пористости (проницаемости) по данным остаточной нефте-водонасыщенности керна; дается сопоставление данных о коэффициентах вытеснения, полученных по этой методике, с результатами лабораторного вытеснения на моделях пласта по ОСТ 39-195-86; приводятся графики зависимости коэффициента вытеснения по некоторым месторождениям, полученные по данным лабораторного определения остаточной нефтеводонасыщенности керна.

Зависимость коэффициента вытеснения (Квыт) от пористости (т) и проницаемости (к) по данным об остаточ-

ной нефтенасыщенности (а„) и остаточной водонасы-щенности (ав) может быть получена по формуле (в общем виде):

К =

Лвыт

а„

Ш-ав{т,к)

•100. (3)

При расчетах по формуле (3) среднее значение остаточной нефтенасыщенности (аи) принимается величиной постоянной (т.к. отсутствует корреляционная связь с коллекторскими свойствами), а значение остаточной водо-насыщенности функционально зависит от пористости (т) и проницаемости (к).

Определение остаточной водонасыщенности производится модифицированным косвенным методом испарения (методом Мессера), дающим близкие результаты с данными прямого метода отгонки. Модифицированный метод испарения был апробирован автором диссертации на большом числе объектов и внедрен в практику лабораторных исследований.

Выполненное автором диссертации сопоставление лабораторных определений остаточной водонасыщенности образцов керна, полученных модифицированным методом испарения и прямым методом отгонки, показало высокую сходимость результатов как по башкирским, так и по сибирским коллекторам.

По результатам определений остаточной водонасыщенности отдельных образцов методом наименьших квадратов находится корреляционная зависимость указанного параметра от пористости и проницаемости. В работе даются корреляционные зависимости по 19 объектам разработки, полученные модифицированным методом испарения. Приведены в качестве примера графики зависимостей по четырем различным отложениям.

Приводится пример расчета зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от пористости и проницаемости

по данным об остаточной нефтеводонасыщенности бобри-ковских песчаников Илишевского месторождения. Аналогичные зависимости получены автором по значительному числу объектов разработки Башкортостана и Западной Сибири (только за последние 5 лет по 36 объектам РБ). Часть из них приводится в работе.

Необходимо учитывать, что остаточная нефтенасыщен-ность и коэффициенты вытеснения нефти водой изложенными в диссертации методами могут быть получены по керну сформировавшихся, предельно нефтенасыщенных залежей.

Дается табличное и графическое сопоставление результатов определения коэффициента вытеснения нефти водой стандартным методом лабораторного вытеснения и по данным исследования керна, показывающее близость результатов, полученных двумя указанными методами.

Таким образом, изложенная в диссертационной работе методика получения зависимостей коэффициента вытеснения нефти водой, основанная на определении остаточной нефтеводонасыщенности керна, дает достоверные результаты и является научно обоснованной. В отличие от стандартного метода лабораторного вытеснения на моделях пласта, составленных из небольшого числа образцов керна, изложенная методика позволяет экспрессно оценить коф-фициенты вытеснения во всем диапазоне изменения пористости или проницаемости пласта на любой стадии освоения или промышленной разработки месторождения при значительной экономии затрат, поскольку исходные данные получаются непосредственно в ходе определения обязательного комплекса стандартных параметров по большому массиву исследованных образцов керна.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено существование корреляционной связи между коэффициентом сушки нефти и плотностью поверх-

ностной (дегазированной) нефти, позволившее усовершенствовать метод сушки и экспрессно находить остаточную нефтенасыщенность пластов по керну непосредственно в процессе определения таких стандартных параметров, как пористость и проницаемость, на любой стадии разведки или эксплуатации месторождения.

2. Разработана и внедрена методика, позволяющая оценивать остаточную нефтенасыщенность и пористость дезагрегированных песчаников (песков).

3. Разработан и внедрен стандарт объединения СТО 0337-92 "Породы горные. Лабораторное определение остаточной нефтенасыщенности пород по керну методом сушки".

4. Апробирован и внедрен модифицированный косвенный метод испарения, значительно повышающий точность определения остаточной водонасыщейности керна и дающий близкие значения с данными прямого метода отгонки.

5. Показана на примере полимиктовых песчаников Западной Сибири возможность применения усовершенствованного (экспрессного) метода сушки и модифицированного косвенного метода испарения для определения остаточной нефтеводонасыщенности продуктивных отложений других регионов.

6. По данным об остаточной нефтенасыщенности керна, полученным усовершенствованным (экспрессным) методом сушки, и корреляционным связям остаточной водона-сыщенности с пористостью и проницаемостью, полученным модифицированным косвенным методом испарения, установлены зависимости коэффициента вытеснения нефти водой по значительному числу объектов разработки (36 объектов только за последние 5 лет), которые использованы при ТЭО КИН пластов и проектировании разработки месторождений.

7. Изложенная в настоящей работе методика экспрессного определения остаточной нефтенасыщенности пластов по керну методом сушки и получения на этой основе зависимостей коэффициента вытеснения нефти водой от порис-

тости и проницаемости дает результаты, сопоставимые с данными стандартного метода лабораторного вытеснения, и рекомендуется для внедрения в других регионах страны.

Публикации по теме диссертации

1. Остаточная нефтенасыщенность полимиктовых песчаников // Тр./ Башнипинефть.-1988.-Вып.77.-С. 102-108 (со-авторы Коробов К.Я., Ярыгина B.C.).

2. Остаточная нефтенасыщенность кернов пласта БВ8 Повховского месторождения // Тр./ Куйб.политехн.инст.-1989.- С.89-94 (соавторы Коробов К.Я., Шутихин В.И.).

3. Результаты определения остаточной водонасыщенно-сти известняков среднего карбона Вятской площади по керну // Тр. / Башнипинефть,- 1991.-Вып.81.- С.79-84 (соавтор Шутихин В.И.).

4. СТО 03-37-92. Породы горные. Лабораторное определение остаточной нефтенасыщенности пород по керну методом сушки. Уфа: Башнипинефть, 1992.- 21с. (соавторы Березин В.М., Коробов К.Я.).

5. Оценка коэффициентов вытеснения нефти водой по керну песчаников нижнего карбона Арланского месторождения // Тр./ Башнипинефть,- 1997.- Вып.92,- С.141-149 (соавторы Коробов К.Я., Шутихин В.И.).

6. Остаточная нефтеводонасыщенность и коэффициенты вытеснения нефти водой известняков среднего карбона Арланского месторождения по керну // Тр./ Башнипинефть.- 1997.- Вып.92.- С.150-158 (соавторы Коробов К.Я., Шутихин В.И.).

7. Остаточная нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения нефти водой песчаников нижнего карбона Или-шевского месторождения по данным исследования керна // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1997.- №11.- С.47-49.

Соискатель ^лЙ^^айХГ Р.С.Зайнутдинов